Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации

4.2.8. После пуска новых пылеприготовительных установок или их реконструкции, а также после капитального ремонта должны производиться отбор проб пыли и другие измерения для составления новой или корректировки действующей режимной карты. 4.2.9. Контроль за тонкостью пыли при эксплуатации пылеприготовительных установок с пылевым бункером должен осуществляться по пробам пыли из-под циклона с частотой отбора, устанавливаемой местной инструкцией. В установках с прямым вдуванием тонкость пыли должна контролироваться косвенным путем по количеству сушильного агента, поступающего на мельницу, и по положению регулирующих органов сепаратора. 4.2.10. Контроль и устранение присосов воздуха в пылеприготовительных установках должны быть организованы по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, но не реже 1 раза в месяц, а также после капитального или среднего ремонта. Присосы воздуха в пылеприготовительной установке должны быть не выше значений, приведенных в таблице 4.2 и выраженных в процентах от расхода сухого сушильного агента на входе в установку без учета испаренной влаги топлива.

Таблица 4.2

Присосы воздуха в системы пылеприготовления, %

+-----------------------------------------------------------------------------+ | Расход |Системы пылеприготовления с бункером пыли при сушке | Системы | |сушильного+----------------------------------------------------| пылеприго- | | агента, |воздушной и газовоздушной| газовоздушной с забором | товления | | 3 | в случае установки перед|газов из газоходов за счет| прямого | |тыс. м /ч | мельницами дымососов | разрежения, создаваемого | вдувания с | | | рециркуляции | мельничным вентилятором | мельницами- | | +-------------------------+--------------------------|вентиляторами| | | с ШБМ |с мельницами| с ШБМ | с мельницами | при газо- | | | |других типов| | других типов | воздушной | | | | | | | сушке | +----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------| |До 50 |30 |25 |40 |35 |40 | +----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------| |51-100 |25 |20 |35 |30 |35 | +----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------| |101-150 |22 |17 |32 |27 |30 | +----------+------------+------------+-----------+--------------+-------------| |Свыше 150 |20 |15 |30 |25 |25 | +-----------------------------------------------------------------------------+

В системах с прямым вдуванием пыли при воздушной сушке значения присосов не определяются, а плотность установки должна проверяться путем ее опрессовки. 4.2.11. В разомкнутых пылеприготовительных (сушильных) установках по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта, должно контролироваться состояние устройств для очистки отработавшего сушильного вентилирующего агента, аэродинамические сопротивления циклонов, фильтров, скрубберов. Не реже 2 раз в год, а также после капитального ремонта или реконструкции должна проверяться эффективность очистки от пыли отработавшего сушильного агента.

4.2.12. Для предупреждения слеживания пыли в бункерах она должна периодически срабатываться до минимального уровня. Периодичность срабатывания должна быть установлена местной инструкцией. В зависимости от способности пыли к слеживанию и самовозгоранию должен быть установлен предельный срок ее хранения в бункерах. При каждом останове систем пылеприготовления на срок, превышающий предельный срок хранения пыли в бункерах, при переходе электростанции на длительное сжигание газа или мазута, а также перед капитальным ремонтом котла пыль должна быть полностью сработана в топку работающего котла, бункера осмотрены и очищены. Подавать пыль в топку неработающего котла не допускается. Шнеки и другие устройства для транспортирования пыли перед остановом должны быть освобождены от находящейся в них пыли путем спуска ее в бункера. 4.2.13. Бункера сырого топлива, склонного к зависанию и самовозгоранию, должны периодически, но не реже 1 раза в 10 сут., срабатываться до минимально допустимого уровня. При переходе на длительное сжигание газа и мазута бункера котла должны быть полностью опорожнены. 4.2.14. Для поддержания установленной шаровой загрузки барабанных мельниц в них должна быть организована регулярная добавка шаров диаметром 40 мм, прошедших термическую обработку, с твердостью не ниже 400 НВ. Периодичность добавки шаров должна быть такой, чтобы фактическая шаровая загрузка снижалась не более чем на 5% оптимальной. Во время ремонта при сортировке шары диаметром менее 15 мм должны быть удалены. 4.2.15. Систематически по графику должны осматриваться изнашивающиеся элементы пылеприготовительных установок (била, билодержатели, броня, рабочие колеса, валки, уплотнения и т. п.) и при необходимости заменяться или ремонтироваться. Должны также поддерживаться в исправности защитные устройства, устанавливаемые на быстроизнашивающихся участках (коленах пылепроводов, течках сепараторов и др.). 4.2.16. Сварочные работы в помещениях пылеприготовительных установок допускаются только на тяжелых и громоздких деталях неработающих установок после освобождения их от пыли при соблюдении мер, предусмотренных положениями действующих нормативных документов. 4.2.17. В помещениях пылеприготовительных установок должна соблюдаться чистота, регулярно производиться тщательная уборка, удаление пыли со стен, подоконников, перекрытий, лестниц, поверхностей оборудования и с других мест отложения пыли. При обнаружении пылений необходимо принимать меры к их немедленному устранению. Особое внимание должно обращаться на предотвращение накапливания пыли на горячих поверхностях оборудования. Уборка помещений должна быть механизированной, без взвихривания пыли. При необходимости ручной уборки пыли ее разрешается выполнять лишь после предварительного увлажнения пыли водой путем разбрызгивания. Сметать или тушить тлеющий очаг в помещении или внутри оборудования струей воды, огнетушителем либо другим способом, могущим вызвать взвихривание пыли, не допускается.

4.3. Паровые и водогрейные котельные установки

4.3.1. При эксплуатации котлов должны быть обеспечены: надежность и безопасность работы всего основного и вспомогательного оборудования; возможность достижения номинальной паропроизводительности котлов, параметров и качества пара и воды; экономичный режим работы, установленный на основе испытаний и заводских инструкций; регулировочный диапазон нагрузок, определенный для каждого типа котла и вида сжигаемого топлива; изменение паропроизводительности котлов в пределах регулировочного диапазона под воздействием устройств автоматики; минимально допустимые нагрузки; допустимые выбросы вредных веществ в атмосферу. 4.3.2. Вновь вводимые в эксплуатацию котлы давлением 2 100 кгс/см (9,8 МПа)<1> и выше должны после монтажа подвергаться химической очистке совместно с основными трубопроводами и другими элементами водопарового тракта. Котлы давлением ниже 2 100 кгс/см (9,8 МПа) и водогрейные котлы перед вводом в эксплуатацию должны подвергаться щелочению. Непосредственно после химической очистки и щелочения должны быть приняты меры к защите очищенных поверхностей от стояночной коррозии. 4.3.3. Перед пуском котла после среднего или капитального ремонта должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска. Перед пуском котла после нахождения его в резерве более 3 сут. должны быть проверены: работоспособность оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех устройств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска. При неисправности защитных блокировок и устройств защиты, действующих на останов котла, пуск его не допускается. 4.3.4. Пуск котла должен быть организован под руководством начальника смены или старшего машиниста, а после капитального или среднего ремонта - под руководством начальника цеха или его заместителя. 4.3.5. Перед растопкой барабанный котел должен быть заполнен деаэрированной питательной водой. Прямоточный котел должен быть заполнен питательной водой, качество которой должно соответствовать инструкции по эксплуатации в зависимости от схемы обработки питательной воды. 4.3.6. Заполнение неостывшего барабанного котла разрешается при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160°С. Если температура металла верха барабана превышает 140°С, заполнение его водой для гидроопрессовки не допускается. 4.3.7. Заполнение водой прямоточного котла, удаление из него воздуха, а также операции при промывке от загрязнений должны производиться на участке до встроенных в тракт котла задвижек при сепараторном режиме растопки или по всему тракту при прямоточном режиме растопки. Растопочный расход воды должен быть равен 30% номинального. Другое значение растопочного расхода может быть определено лишь инструкцией завода-изготовителя или инструкцией по эксплуатации, скорректированной на основе результатов испытаний. 4.3.8. Расход сетевой воды перед растопкой водогрейного котла должен быть установлен и поддерживаться в дальнейшей работе не ниже минимально допустимого, определяемого заводом-изготовителем для каждого типа котла.

4.3.9. При растопке прямоточных котлов блочных установок давление перед встроенными в тракт котла задвижками должно 2 поддерживаться на уровне 120-130 кгс/см (12-13 МПа) для котлов с 2 рабочим давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) и 2 240-250 кгс/см (24-25 МПа) для котлов на сверхкритическое давление. Изменение этих значений или растопка на скользящем давлении допускается по согласованию с заводом-изготовителем на основе специальных испытаний. 4.3.10. Перед растопкой и после останова котла топка и газоходы, включая рециркуляционные, должны быть провентилированы дымососами, дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции при открытых шиберах газовоздушного тракта не менее 10 мин. с расходом воздуха не менее 25% номинального. Вентиляция котлов, работающих под наддувом, водогрейных котлов при отсутствии дымососов должна осуществляться дутьевыми вентиляторами и дымососами рециркуляции. Перед растопкой котлов из неостывшего состояния при сохранившемся избыточном давлении в пароводяном тракте вентиляция должна начинаться не ранее чем за 15 мин. до розжига горелок. 4.3.11. Перед растопкой котла на газе должна быть произведена контрольная опрессовка газопроводов котла воздухом и проверена герметичность закрытия запорной арматуры перед горелками газом в соответствии с действующими инструкциями. 4.3.12. При растопке котлов должны быть включены дымосос и дутьевой вентилятор, а котлов, работа которых рассчитана без дымососов, - дутьевой вентилятор. 4.3.13. С момента начала растопки котла должен быть организован контроль за уровнем воды в барабане. Продувка верхних водоуказательных приборов должна выполняться: 2 для котлов давлением 40 кгс/см (3,9 МПа) и ниже - при 2 избыточном давлении в котле около 1 кгс/см (0,1 МПа) и перед включением в главный паропровод; 2 для котлов давлением более 40 кгс/см (3,9 МПа) - при 2 избыточном давлении в котле 3 кгс/см (0,3 МПа) и при давлении 2 15-30 кгс/см (1,5-3 МПа). Сниженные указатели уровня воды должны быть сверены с водоуказательными приборами в процессе растопки (с учетом поправок). 4.3.14. Растопка котла из различных тепловых состояний должна выполняться в соответствии с графиками пуска, составленными на основе инструкции завода-изготовителя и результатов испытаний пусковых режимов. 4.3.15. В процессе растопки котла из холодного состояния после капитального и среднего ремонта, но не реже 1 раза в год, должно проверяться по реперам тепловое перемещение экранов, барабанов и коллекторов. 4.3.16. Если до пуска котла на нем производились работы, связанные с разборкой фланцевых соединений и лючков, то при 2 избыточном давлении 3-5 кгс/см (0,3-0,5 МПа) должны быть подтянуты болтовые соединения. Подтяжка болтовых соединений при большем давлении не допускается. 4.3.17. При растопках и остановах котлов давлением выше 2 100 кгс/см (9,8 МПа) должен быть организован контроль за температурным режимом барабана. Скорость прогрева и охлаждения нижней образующей барабана и перепад температур между верхней и нижней образующими барабана не должны превышать допустимых значений: Скорость прогрева при растопке котла, °С/10 мин. 30 Скорость охлаждения при останове котла, °С/10 мин. 20 Перепад температур при растопке котла, °С 60 Перепад температур при останове котла, °С 80

4.3.18. Включение котла в общий паропровод должно производиться после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении должно быть равно давлению в общем паропроводе.

4.3.19. Переход на сжигание твердого топлива (начало подачи в топку пыли) на котлах, работающих на топливах с выходом летучих менее 15%, разрешается при тепловой нагрузке топки на растопочном топливе не ниже 30% номинальной. При работе на топливах с выходом летучих более 15% разрешается подача пыли при меньшей тепловой нагрузке, которая должна быть установлена местной инструкцией исходя из обеспечения устойчивого воспламенения пыли. При пуске котла после кратковременного простоя (до 30 мин.) разрешается переход на сжигание твердого топлива с выходом летучих менее 15% при тепловой нагрузке топки не ниже 15% номинальной. 4.3.20. Режим работы котла должен строго соответствовать режимной карте, составленной на основе испытания оборудования и инструкции по эксплуатации. В случае реконструкции котла и изменения марки и качества топлива режимная карта должна быть скорректирована. 4.3.21. При работе котла должны соблюдаться тепловые режимы, обеспечивающие поддержание допустимых температур пара в каждой ступени и каждом потоке первичного и промежуточного пароперегревателей. 4.3.22. При работе котла верхний предельный уровень воды в барабане должен быть не выше, а нижний предельный уровень не ниже уровней, устанавливаемых на основе данных завода-изготовителя и испытаний оборудования. 4.3.23. Поверхности нагрева котельных установок с газовой стороны должны содержаться в эксплуатационно чистом состоянии путем поддержания оптимальных режимов и применения механизированных систем комплексной очистки (паровые, воздушные или водяные аппараты, устройства импульсной очистки, виброочистки, дробеочистки и др.). Предназначенные для этого устройства, а также средства дистанционного и автоматического управления ими должны быть в постоянной готовности к действию. Периодичность очистки поверхностей нагрева должна быть регламентирована графиком или местной инструкцией. 4.3.24. При эксплуатации котлов, как правило, должны быть включены все работающие тягодутьевые машины. Длительная работа при отключении части тягодутьевых машин допускается при условии обеспечения равномерного газовоздушного и теплового режима по сторонам котла. При этом должна быть обеспечена равномерность распределения воздуха между горелками и исключен переток воздуха (газа) через остановленный вентилятор (дымосос). 4.3.25. На паровых котлах, сжигающих в качестве основного топлива мазут с содержанием серы более 0,5%, в регулировочном диапазоне нагрузок его сжигание должно осуществляться, как правило, при коэффициентах избытка воздуха на выходе из топки менее 1,03. При этом обязательно выполнение установленного комплекса мероприятий по переводу котлов на этот режим (подготовка топлива, применение соответствующих конструкций горелочных устройств и форсунок, уплотнение топки, оснащение котла дополнительными приборами контроля и средствами автоматизации процесса горения). 4.3.26. Мазутные форсунки перед установкой на место должны быть испытаны на водяном стенде в целях проверки их производительности, качества распыливания и угла раскрытия факела. Разница в номинальной производительности отдельных форсунок в комплекте, устанавливаемом на мазутный котел, должна быть не более 1,5%. Каждый котел должен быть обеспечен запасным комплектом форсунок. Применение нетарированных форсунок не допускается. 4.3.27. Работа мазутных форсунок, в том числе растопочных, без организованного подвода к ним воздуха не допускается. При эксплуатации форсунок и паромазутопроводов котельной должны быть выполнены условия, исключающие попадание мазута в паропровод.

4.3.28. При эксплуатации котлов температура воздуха, °С, поступающего в воздухоподогреватель, должна быть не ниже следующих значений:

+-----------------------------------------------------------------+ | Вид топлива | Воздухоподогреватель | | +------------------------| | |трубчатый|регенеративный| +----------------------------------------+---------+--------------| |Бурые угли (S <= 0,4%), торф, сланцы |50 |30 | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Канско-ачинские бурые угли |65 |- | +----------------------------------------+---------+--------------| |Каменный уголь (S <= 0,4%), антрациты |30 |30 | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Экибастузский уголь (S <= 0,4%) |75 |55 | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Бурый уголь (S > 0,4%) |80 |60 | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Подмосковный бурый уголь (S > 0,4%) |140 |- | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Каменный уголь (S > 0,4%) |60 |50 | | пр | | | +----------------------------------------+---------+--------------| |Мазут с содержанием серы более 0,5% |110 |70 | +----------------------------------------+---------+--------------| |Мазут с содержанием серы 0,5% и менее |90 |50 | +-----------------------------------------------------------------+

Температура предварительного подогрева воздуха при сжигании сернистого мазута должна быть выбрана такой, чтобы температура уходящих газов в регулировочном диапазоне нагрузок котла была не ниже 150°С. В случае сжигания мазута с предельно малыми коэффициентами избытка воздуха на выходе из топки (менее 1,03) или применения эффективных антикоррозионных средств (присадок, материалов, покрытий) температура воздуха перед воздухоподогревателями может быть снижена по сравнению с указанными значениями и установлена на основании опыта эксплуатации. Растопка котла на сернистом мазуте должна производиться с предварительно включенной системой подогрева воздуха (калориферы, система рециркуляции горячего воздуха). Температура воздуха перед воздухоподогревателем в начальный период растопки на мазутном котле должна быть, как правило, не ниже 90°С. 4.3.29. Все котлы, сжигающие твердое топливо в пылевидном состоянии с потерями тепла от механической неполноты сгорания, превышающими 0,5%, должны быть оборудованы постоянно действующими установками для отбора проб летучей золы в целях контроля за указанными потерями. Периодичность отбора проб уноса должна быть установлена местной инструкцией, но не реже 1 раза в смену при сжигании АШ и тощих углей и не реже 1 раза в сутки при других топливах. 4.3.30. Обмуровка котлов должна быть в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25°С температура на поверхности обмуровки должна быть не более 45°С.

4.3.31. Топка и весь газовый тракт котлов должны быть плотными. Присосы воздуха в топку и в газовый тракт до выхода из пароперегревателя для паровых газомазутных котлов паропроизводительностью до 420 т/ч должны быть не более 5, для котлов паропроизводительностью выше 420 т/ч - 3%, для пылеугольных котлов - соответственно 8 и 5%. Топки и газоходы с цельносварными экранами должны быть бесприсосными. Присосы в газовый тракт на участке от входа в экономайзер (для пылеугольных водогрейных котлов - от входа в воздухоподогреватель) до выхода из дымососа должны быть (без учета золоулавливающих установок) при трубчатом воздухоподогревателе не более 10, при регенеративном - не более 25%. Присосы в топку и газовый тракт водогрейных газомазутных котлов должны быть не более 5, пылеугольных (без учета золоулавливающих установок) - не более 10%. Присосы воздуха в электрофильтры должны быть не более 10, в золоулавливающие установки других типов - не более 5%. Нормы присосов даны в процентах теоретически необходимого количества воздуха для номинальной нагрузки котлов. 4.3.32. Плотность ограждающих поверхностей котла и газоходов должна контролироваться путем осмотра и определения присосов воздуха 1 раз в месяц. Присосы в топку должны определяться не реже 1 раза в год, а также до и после среднего и капитального ремонта. Неплотности топки и газоходов котла должны быть устранены. 4.3.33. Эксплуатационные испытания котла для составления режимной карты и корректировки инструкции по эксплуатации должны проводиться при вводе его в эксплуатацию, после внесения конструктивных изменений, при переходе на другой вид или марку топлива, а также для выяснения причин отклонения параметров от заданных. Котлы должны быть оборудованы необходимыми приспособлениями для проведения эксплуатационных испытаний. 4.3.34. При выводе котла в резерв или ремонт должны быть приняты меры для консервации поверхностей нагрева котла и калориферов в соответствии с действующими указаниями по консервации теплоэнергетического оборудования. 4.3.35. Внутренние отложения из поверхностей нагрева котлов должны быть удалены при водных отмывках во время растопок и остановов или при химических очистках. Периодичность химических очисток должна быть определена местными инструкциями по результатам количественного анализа внутренних отложений. 4.3.36. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не допускается. 4.3.37. Спуск воды из остановленного котла с естественной циркуляцией разрешается после понижения давления в нем до 2 10 кгс/см (1 МПа), а при наличии вальцовочных соединений - при температуре воды не выше 80°С. Из остановленного прямоточного котла разрешается спускать воду при давлении выше атмосферного, верхний предел этого давления должен быть установлен местной инструкцией в зависимости от системы дренажей и расширителей. При останове котлов блочных электростанций должно производиться обеспаривание промежуточного пароперегревателя в конденсатор турбины. 4.3.38. При останове котла в резерв после вентиляции топки и газоходов не более 15 мин. тягодутьевые машины должны быть остановлены; все отключающие шиберы на газовоздуховодах, лазы и лючки, а также направляющие аппараты тягодутьевых машин должны быть плотно закрыты.

4.3.39. В зимний период на котле, находящемся в резерве или ремонте, должно быть установлено наблюдение за температурой воздуха. При температуре воздуха в котельной или наружной при открытой компоновке ниже 0°С должны быть приняты меры к поддержанию положительных температур воздуха в топке и газоходах, в укрытиях у барабана, в районах продувочных и дренажных устройств, калориферов, импульсных линий и датчиков КИП, также должен быть организован подогрев воды в котлах или циркуляция ее через экранную систему. 4.3.40. Режим расхолаживания котлов после останова при выводе их в ремонт должен быть определен инструкциями по эксплуатации. Расхолаживание котлов с естественной циркуляцией тягодутьевыми машинами разрешается при обеспечении допустимой разности температур металла между верхней и нижней образующими барабана. Допускаются режимы с поддержанием и без поддержания уровня-воды в барабане. Расхолаживание прямоточных котлов можно осуществлять непосредственно после останова. 4.3.41. Надзор дежурного персонала за остановленным котлом должен быть организован до полного понижения в нем давления и снятия напряжения с электродвигателей; контроль за температурой газа и воздуха в районе воздухоподогревателя и уходящих газов может быть прекращен не ранее чем через 24 ч после останова. 4.3.42. При работе котлов на твердом или газообразном топливе, когда мазут является резервным или растопочным топливом, схемы мазутохозяйства и мазутопроводов должны быть в состоянии, обеспечивающем немедленную подачу мазута к котлам. 4.3.43. При разрыве мазутопровода или газопровода в пределах котельной или сильных утечках мазута (газа) должны быть приняты все меры к прекращению истечения топлива через поврежденные участки вплоть до отключения мазутонасосной и закрытия запорной арматуры на ГРП, а также предупреждению пожара или взрыва.

4.3.44. Котел должен быть немедленно<2> остановлен (отключен) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях: а) недопустимого<3> повышения или понижения уровня воды в барабане или выхода из строя всех приборов контроля уровня воды в барабане; б) быстрого понижения уровня воды в барабане, несмотря на усиленное питание котла; в) выхода из строя всех расходомеров питательной воды прямоточного парового и водогрейного котлов (если при этом возникают нарушения режима, требующие подрегулировки питания) или прекращения питания любого из потоков прямоточного котла более чем на 30 с; г) прекращения действия всех питательных устройств (насосов); д) недопустимого повышения давления в пароводяном тракте; е) прекращения действия более 50% предохранительных клапанов или других заменяющих их предохранительных устройств; ж) недопустимого повышения или понижения давления в тракте прямоточного котла до встроенных задвижек; недопустимого понижения давления в тракте водогрейного котла более чем на 10 с; з) разрыва труб пароводяного тракта или обнаружения трещин, вспучин в основных элементах котла (барабане, коллекторах, выносных циклонах, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах), в паропроводах, питательных трубопроводах и пароводяной арматуре; и) погасания факела в топке; к) недопустимого понижения давления газа или мазута за регулирующим клапаном (при работе котла на одном из этих видов топлива); л) одновременного понижения давления газа и мазута (при совместном их сжигании) за регулирующими клапанами ниже пределов, установленных местной инструкцией; м) отключения всех дымососов (для котлов с уравновешенной тягой) или дутьевых вентиляторов либо всех регенеративных воздухоподогревателей; н) взрыва в топке, взрыва или загорания горючих отложений в газоходах и золоулавливающей установке, разогрева докрасна несущих балок каркаса или колонн котла, при обвале обмуровки, а также других повреждениях, угрожающих персоналу или оборудованию; о) прекращения расхода пара через промежуточный пароперегреватель; п) снижения расхода воды через водогрейный котел ниже минимально допустимого более чем на 10 с; р) повышения температуры воды на выходе из водогрейного котла выше допустимой; с) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схему защиты котла; т) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП; у) разрыва мазутопровода или газопровода в пределах котла.

4.3.45. Котел должен быть остановлен по распоряжению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы в случаях: а) обнаружения свищей в трубах поверхностей нагрева, паро- и водоперепускных, а также водоопускных трубах котлов, паропроводах, коллекторах, в питательных трубопроводах, а также течей и парений в арматуре, фланцевых и вальцовочных соединениях; б) недопустимого превышения температуры металла поверхностей нагрева, если понизить температуру изменением режима работы котла не удается; в) выхода из строя всех дистанционных указателей уровня воды в барабане котла; г) резкого ухудшения качества питательной воды по сравнению с установленными нормами; д) прекращения работы золоулавливающих установок на пылеугольном котле; е) неисправности отдельных защит или устройств дистанционного и автоматического управления и контрольно-измерительных приборов. ________________ <1> Здесь и ниже приведено номинальное значение давления пара на выходе из котла в соответствии с действующими государственными стандартами. <2> Указание о немедленном останове здесь и далее следует понимать буквально, т. е. в таких ситуациях оперативный персонал должен действовать самостоятельно, без согласования своих действий с руководством цеха. <3> Под недопустимым повышением или понижением параметров здесь и далее понимаются указанные в местных инструкциях предельные значения, соответствующие уставкам защиты.

4.4. Паротурбинные установки

4.4.1. При эксплуатации паротурбинных установок должны быть обеспечены: надежность работы основного и вспомогательного оборудования; готовность принятия номинальных электрической и тепловой нагрузок и их изменения до технического минимума; нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования. 4.4.2. Система автоматического регулирования турбины должна: устойчиво выдерживать заданные электрическую и тепловую нагрузки и обеспечивать возможность их плавного изменения; устойчиво поддерживать частоту вращения ротора турбины на холостом ходу и плавно ее изменять (в пределах рабочего диапазона механизма управления турбиной) при номинальных и пусковых параметрах пара; удерживать частоту вращения ротора турбины ниже уровня настройки срабатывания автомата безопасности при мгновенном сбросе до нуля электрической нагрузки (в том числе при отключении генератора от сети), соответствующей максимальному расходу пара при номинальных его параметрах и максимальных пропусках пара в часть низкого давления турбины.

4.4.3. Параметры работы системы регулирования паровых турбин должны удовлетворять государственным стандартам России и техническим условиям на поставку турбин. Для всего парка эксплуатируемых турбин, выпущенных ранее 01.01.1991, а также турбин иностранных фирм значения этих параметров должны соответствовать значениям, указанным ниже:

Степень неравномерности регулирования частоты вращения (при номинальных параметрах пара)<1>, % 4-5 Местная степень неравномерности по частоте вращения, %: минимальная в любом диапазоне нагрузок, не ниже 2,5 максимальная: в диапазоне нагрузок до 15% N , не более 10 ном в диапазоне нагрузок от 15% N до максимальной, не более 6 ном Степень нечувствительности<2> по частоте вращения, %, не более 0,3 Степень нечувствительности регулирования давления пара в отборах и противодавления: \ 2 при давлении в отборе (противодавлении) менее 2,5 кгс/см (0,25 МПа), кПа, не более 5 2 при давлении в отборе (противодавлении) 2,5 кгс/см (0,25 МПа) и выше, %, не более 2 ________________ <1> Для турбин типа Р степень неравномерности допускается 4,5-6,5%. <2> Для турбин выпуска до 1950 г. степень нечувствительности допускается до 0,5%.

Степень неравномерности регулирования давления пара в регулируемых отборах и противодавления должна удовлетворять требованиям потребителя, согласованным с заводом - изготовителем турбин, и не допускать срабатывания предохранительных клапанов (устройств). 4.4.4. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты турбины от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов - изготовителей турбин и действующими руководящими документами. 4.4.5. Автомат безопасности должен срабатывать при повышении частоты вращения ротора турбины на 10-12% сверх номинальной или до значения, указанного заводом-изготовителем. Настройку автомата безопасности рекомендуется производить на специальном разгонном стенде. При срабатывании автомата безопасности должны закрываться: стопорные, регулирующие (стопорно-регулирующие) клапаны свежего пара и пара промперегрева; стопорные (отсечные), регулирующие и обратные клапаны, а также регулирующие диафрагмы и заслонки отборов пара; отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара.

4.4.6. Система защиты турбины от повышения частоты вращения ротора (включая все ее элементы) должна быть испытана увеличением частоты вращения выше номинальной в следующих случаях (если нет специальных указаний завода-изготовителя): а) после монтажа турбины; б) после капитального ремонта; в) перед испытанием системы регулирования сбросом нагрузки с отключением генератора от сети; г) при пуске после разборки автомата безопасности; д) при пуске после длительного (более 3 мес.) простоя турбины в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной; е) при пуске после простоя турбины в резерве более 1 мес. в случае отсутствия возможности проверки срабатывания бойков автомата безопасности и всех цепей защиты (с воздействием на исполнительные органы) без увеличения частоты вращения выше номинальной; ж) при пуске после разборки системы регулирования или ее отдельных узлов; з) при проведении плановых испытаний (не реже 1 раза в 4 мес). В случаях "ж" и "з" допускается испытание защиты без увеличения частоты вращения выше номинальной (в диапазоне, указанном заводом - изготовителем турбины), но с обязательной проверкой действия всех цепей защиты. Испытания защиты турбины увеличением частоты вращения должны проводиться под руководством начальника цеха или его заместителя. 4.4.7. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара после промперегрева должны быть плотными. Плотность стопорных и регулирующих клапанов свежего пара, а также пара промперегрева должна проверяться раздельным испытанием каждой группы. Критерием плотности служит частота вращения ротора турбины, которая устанавливается после полного закрытия проверяемых клапанов при полном (номинальном) или частичном давлении пара перед этими клапанами. Допустимое значение частоты вращения определяется инструкцией завода-изготовителя или действующими руководящими документами, а для турбин, критерии проверки которых не оговорены в инструкциях завода-изготовителя или действующих руководящих документах, не должно быть выше 50% номинальной при номинальных параметрах перед проверяемыми клапанами и номинальном давлении отработавшего пара. При одновременном закрытии всех стопорных и регулирующих клапанов и номинальных параметрах свежего пара и противодавления (вакуума) пропуск пара через них не должен вызывать вращения ротора турбины. Проверка плотности клапанов должна производиться после монтажа турбины, перед испытанием автомата безопасности повышением частоты вращения, перед остановом турбины в капитальный ремонт, при пуске после него, но не реже 1 раза в год. При выявлении в процессе эксплуатации турбины признаков снижения плотности клапанов (при пуске или останове турбины) должна быть проведена внеочередная проверка их плотности. 4.4.8. Стопорные и регулирующие клапаны свежего пара и пара промперегрева, стопорные (отсечные) и регулирующие клапаны (диафрагмы) отборов пара, отсечные клапаны на паропроводах связи со сторонними источниками пара должны расхаживаться: на полный ход - перед пуском турбины и в случаях, предусмотренных местной инструкцией или инструкцией завода-изготовителя; на часть хода - ежесуточно во время работы турбины. При расхаживании клапанов на полный ход должны быть проконтролированы плавность их хода и посадка.

4.4.9. Плотность обратных клапанов регулируемых отборов и срабатывание предохранительных клапанов этих отборов должны проверяться не реже 1 раза в год и перед испытанием турбины на сброс нагрузки. Обратные клапаны регулируемых отопительных отборов пара, не имеющих связи с отборами других турбин, РОУ и другими источниками пара, проверке на плотность можно не подвергать, если нет специальных указаний завода-изготовителя. Посадка обратных клапанов всех отборов должна быть проверена перед каждым пуском и при останове турбины, а при нормальной работе - периодически по графику, определяемому техническим руководителем электростанции, но не реже 1 раза в 4 мес. При неисправности обратного клапана работа турбины с соответствующим отбором пара не допускается. 4.4.10. Проверка времени закрытия стопорных (защитных, отсечных) клапанов, а также снятие характеристик системы регулирования на остановленной турбине и при ее работе на холостом ходу для проверки их соответствия положениям п. 4.4.3 настоящих Правил и данным завода-изготовителя должны выполняться: после монтажа турбины; непосредственно до и после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения. Снятие характеристик системы регулирования при работе турбины под нагрузкой, необходимых для построения статической характеристики, должно выполняться: после монтажа турбины; после капитального ремонта турбины или ремонта основных узлов системы регулирования или парораспределения. 4.4.11. Испытания системы регулирования турбины мгновенным сбросом нагрузки, соответствующей максимальному расходу пара, должны выполняться: при приемке турбин в эксплуатацию после монтажа; после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику турбоагрегата или статическую и динамическую характеристики системы регулирования. Испытания системы регулирования серийных турбин, оснащенных электрогидравлическими преобразователями (ЭГП), могут быть произведены путем парового сброса нагрузки (мгновенным закрытием только регулирующих клапанов) без отключения генератора от сети. На головных образцах турбин и на первых образцах турбин, подвергшихся реконструкции (с изменением динамической характеристики агрегата или характеристик регулирования), и на всех турбинах, не оснащенных ЭГП, испытания должны проводиться со сбросом электрической нагрузки путем отключения генератора от сети. 4.4.12. При выявлении отклонений фактических характеристик регулирования и защиты от нормативных значений, увеличения времени закрытия клапанов сверх указанного заводом-изготовителем или в местной инструкции или ухудшения их плотности должны быть определены и устранены причины этих отклонений. 4.4.13. Эксплуатация турбин с введенным в работу ограничителем мощности допускается как временное мероприятие только по условиям механического состояния турбоустановки с разрешения технического руководителя электростанции. При этом нагрузка турбины должна быть ниже уставки ограничителя не менее чем на 5%. 4.4.14. При эксплуатации систем маслоснабжения турбоустановки должны быть обеспечены: надежность работы агрегатов на всех режимах; пожаробезопасность; поддержание нормальных качества масла и температурного режима; предотвращение протечек масла и попадания его в охлаждающую систему и окружающую среду.

4.4.15. Резервные и аварийные масляные насосы и устройства их автоматического включения должны проверяться в работе 2 раза в месяц при работе турбоагрегата, а также перед каждым его пуском и остановом. Для турбин, у которых рабочий масляный насос системы смазки имеет индивидуальный электропривод, проверка автоматического включения резерва (АВР) перед остановом не производится. 4.4.16. У турбин, оснащенных системами предотвращения развития горения масла на турбоагрегате, электрическая схема системы должна проверяться перед пуском турбины из холодного состояния. 4.4.17. Запорная арматура, устанавливаемая на линиях системы смазки, регулирования и уплотнений генератора, ошибочное переключение которой может привести к останову или повреждению оборудования, должна быть опломбирована в рабочем положении. 4.4.18. При эксплуатации конденсационной установки должна быть обеспечена экономичная и надежная работа турбины во всех режимах эксплуатации с соблюдением нормативных температурных напоров в конденсаторе и норм качества конденсата. 4.4.19. При эксплуатации конденсационной установки должны производиться: профилактические мероприятия по предотвращению загрязнений конденсатора (обработка охлаждающей воды химическими и физическими методами, применение шарикоочистных установок и т. п.); периодические чистки конденсаторов при повышении давления отработавшего пара по сравнению с нормативными значениями на 2 0,005 кгс/см (0,5 кПа) из-за загрязнений поверхностей охлаждения; контроль за чистотой поверхности охлаждения и трубных досок конденсатора; контроль за расходом охлаждающей воды (непосредственным измерением расхода или по тепловому балансу конденсаторов), оптимизация расхода охлаждающей воды в соответствии с ее температурой и паровой нагрузкой конденсатора; проверка плотности вакуумной системы и ее уплотнение; присосы воздуха (кг/ч) в диапазоне изменения паровой нагрузки конденсатора 40-100% должны быть не выше значений, определяемых по формуле:

G = 8 + 0,065N, в

где N - номинальная электрическая мощность турбоустановки на конденсационном режиме, МВт; проверка водяной плотности конденсатора путем систематического контроля солесодержания конденсата; проверка содержания кислорода в конденсате после конденсатных насосов. Методы контроля за работой конденсационной установки, его периодичность определяются местной инструкцией в зависимости от конкретных условий эксплуатации. 4.4.20. При эксплуатации оборудования системы регенерации должны быть обеспечены: нормативные значения температуры питательной воды (конденсата) за каждым подогревателем и конечный ее подогрев; надежность теплообменных аппаратов. Нагрев питательной воды (конденсата), температурные напоры, переохлаждение конденсата греющего пара в подогревателях системы регенерации должны проверяться до и после капитального ремонта турбоустановки, после ремонта подогревателей и периодически по графику (не реже 1 раза в месяц).

4.4.21. Эксплуатация подогревателя высокого давления (ПВД) не допускается при: отсутствии или неисправности элементов его защиты; неисправности клапана регулятора уровня. Эксплуатация группы ПВД, объединенных аварийным обводом, не допускается при: отсутствии или неисправности элементов защиты хотя бы на одном ПВД; неисправности клапана регулятора уровня любого ПВД; отключении по пару любого ПВД. Подогреватель высокого давления или группа ПВД должны быть немедленно отключены при неисправности защиты или клапана регулятора уровня (КРУ). При неисправном состоянии каких-либо других, кроме КРУ, элементов системы автоматического регулирования уровня и невозможности быстрого устранения дефекта на работающем оборудовании подогреватель (или группа ПВД) должен быть выведен из работы в срок, определяемый техническим руководителем энергообъекта. 4.4.22. Резервные питательные насосы, а также другие насосные агрегаты, находящиеся в автоматическом резерве, должны быть исправными и в постоянной готовности к пуску - с открытыми задвижками на входном и выходном трубопроводах. Проверка их включения и плановый переход с работающего насоса на резервный должны производиться по графику, но не реже 1 раза в месяц. 4.4.23. Перед пуском турбины после среднего или капитального ремонта должна быть проверена исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены. Перед пуском турбины из холодного состояния (после нахождения ее в резерве более 3 сут.) должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска. При пусках агрегата из других тепловых состояний средства защиты и блокировки должны проверяться в соответствии с местными инструкциями. Руководить пуском турбины должен начальник смены цеха или старший машинист, а после капитального или среднего ремонта - начальник цеха или его заместитель. 4.4.24. Пуск турбины не допускается в случаях: отклонения показателей теплового и механического состояний турбины от допустимых значений, регламентированных заводом - изготовителем турбины; неисправности хотя бы одной из защит, действующих на останов турбины; наличия дефектов системы регулирования и парораспределения, которые могут привести к разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов смазки, регулирования, уплотнений генератора или устройств их автоматического включения (АВР); отклонения качества масла от норм на эксплуатационные масла или понижения температуры масла ниже установленного заводом-изготовителем предела; отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм.

4.4.25. Без включения валоповоротного устройства подача пара на уплотнения турбины, сброс горячей воды и пара в конденсатор, подача пара для прогрева турбины не допускаются. Условия подачи пара в турбину, не имеющую валоповоротного устройства, определяются местной инструкцией. Сброс в конденсатор рабочей среды из котла или паропроводов и подача пара в турбину для ее пуска должны осуществляться при давлениях пара в конденсаторе, указанных в инструкциях или других документах заводов - изготовителей турбин, но не выше 2 0,6 кгс/см (60 кПа). 4.4.26. При эксплуатации турбоагрегатов средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор должны быть не выше -1 4,5 мм х с . При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм х с не допускается эксплуатировать -1 турбоагрегаты более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм х с турбина должна быть отключена действием защиты или вручную. Турбина должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных -1 опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на 1 мм х с и более от любого начального уровня. Турбина должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 сут. произойдет плавное возрастание любого компонента вибрации -1 одной из опор подшипников на 2 мм х с . Эксплуатация турбоагрегата при низкочастотной вибрации недопустима. При появлении низкочастотной вибрации, превышающей -1 1 мм х с , должны быть приняты меры к ее устранению. Временно, до оснащения необходимой аппаратурой, разрешается контроль вибрации по размаху виброперемещения. При этом длительная эксплуатация допускается при размахе колебаний до 30 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и до 50 мкм при частоте вращения -1 1500 об./мин.; изменение вибрации на 1-2 мм х с эквивалентно изменению размаха колебаний на 10-20 мкм при частоте вращения 3000 об./мин. и 20-40 мкм при частоте вращения 1500 об./мин. Вибрацию турбоагрегатов мощностью 50 МВт и более следует измерять и регистрировать с помощью стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации подшипниковых опор, соответствующей государственным стандартам. До установки стационарной аппаратуры непрерывного контроля вибрации турбогенераторов мощностью менее 50 МВт допускается использовать переносные приборы, метрологические характеристики которых удовлетворяют требованиям государственных стандартов. Периодичность контроля должна устанавливаться местной инструкцией в зависимости от вибрационного состояния турбоагрегата, но не реже 1 раза в месяц. 4.4.27. Для контроля за состоянием проточной части турбины и заносом ее солями не реже 1 раза в месяц должны проверяться значения давлений пара в контрольных ступенях турбины при близких к номинальным расходах пара через контролируемые отсеки. Повышение давления в контрольных ступенях по сравнению с номинальным при данном расходе пара должно быть не более 10%. При этом давление не должно превышать предельных значений, установленных заводом-изготовителем. При достижении в контрольных ступенях предельных значений давления из-за солевого заноса должна быть произведена промывка или очистка проточной части турбины. Способ промывки или очистки должен быть выбран исходя из состава и характера отложений и местных условий.

4.4.28. В процессе эксплуатации экономичность турбоустановки должна постоянно контролироваться путем систематического анализа показателей, характеризующих работу оборудования. Для выявления причин снижения экономичности турбоустановки, оценки эффективности ремонта должны проводиться эксплуатационные (экспресс) испытания оборудования. При отклонении показателей работы турбинного оборудования от нормативных должны быть устранены дефекты оборудования и недостатки эксплуатации. Головные образцы турбин и турбины, на которых выполнена реконструкция или проведена модернизация, должны подвергаться балансовым испытаниям. 4.4.29. Турбина должна быть немедленно остановлена (отключена) персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях: а) повышения частоты вращения ротора сверх уставки срабатывания автомата безопасности; б) недопустимого осевого сдвига ротора; в) недопустимого изменения положения роторов относительно цилиндров; г) недопустимого понижения давления масла (огнестойкой жидкости) в системе смазки; д) недопустимого понижения уровня масла в масляном баке; е) недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника, подшипников уплотнений вала генератора, любой колодки упорного подшипника турбоагрегата; ж) воспламенения масла и водорода на турбоагрегате; з) недопустимого понижения перепада давлений "масло-водород" в системе уплотнений вала турбогенератора; и) недопустимого понижения уровня масла в демпферном баке системы маслоснабжения уплотнений вала турбогенератора; к) отключения всех масляных насосов системы водородного охлаждения турбогенератора (для безынжекторных схем маслоснабжения уплотнений); л) отключения турбогенератора из-за внутреннего повреждения; м) недопустимого повышения давления в конденсаторе; н) недопустимого перепада давлений на последней ступени у турбин с противодавлением; о) внезапного повышения вибрации турбоагрегата; п) появления металлических звуков и необычных шумов внутри турбины или турбогенератора; р) появления искр или дыма из подшипников и концевых уплотнений турбины или турбогенератора; с) недопустимого понижения температуры свежего пара или пара после промперегрева; т) появления гидравлических ударов в паропроводах свежего пара, промперегрева или в турбине; у) обнаружения разрыва или сквозной трещины на неотключаемых участках маслопроводов и трубопроводов пароводяного тракта, узлах парораспределения; ф) прекращения протока охлаждающей воды через статор турбогенератора; х) недопустимого снижения расхода охлаждающей воды на газоохладители; ц) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех КИП; ч) возникновения кругового огня на контактных кольцах ротора турбогенератора, вспомогательного генератора или коллекторе возбудителя; ш) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоуотановки или его контроля. Необходимость срыва вакуума при отключении турбины должна быть определена местной инструкцией в соответствии с указаниями завода-изготовителя. В местной инструкции должны быть даны четкие указания о недопустимых отклонениях значений контролируемых величин по агрегату.

4.4.30. Турбина должна быть разгружена и остановлена в период, определяемый техническим руководителем электростанции (с уведомлением диспетчера энергосистемы), в случаях: а) заедания стопорных клапанов свежего пара или пара после промперегрева; б) заедания регулирующих клапанов или обрыва их штоков; заедания поворотных диафрагм или обратных клапанов отборов; в) неисправностей в системе регулирования; г) нарушения нормальной работы вспомогательного оборудования, схемы и коммуникаций установки, если устранение причин нарушения невозможно без останова турбины; -1 д) увеличения вибрации опор выше 7,1 мм х с ; е) выявления неисправности технологических защит, действующих на останов оборудования; ж) обнаружения течей масла из подшипников, трубопроводов и арматуры, создающих опасность возникновения пожара; з) обнаружения свищей на не отключаемых для ремонта участках трубопроводов пароводяного тракта; и) отклонения качества свежего пара по химическому составу от норм; к) обнаружения недопустимой концентрации водорода в картерах подшипников, токопроводах, маслобаке, а также превышающей норму утечки водорода из корпуса турбогенератора. 4.4.31. Для каждой турбины должна быть определена длительность выбега ротора при останове с нормальным давлением отработавшего пара и при останове со срывом вакуума. При изменении этой длительности должны быть выявлены и устранены причины отклонения. Длительность выбега должна быть проконтролирована при всех остановах турбоагрегата. 4.4.32. При выводе турбины в резерв на срок 7 сут. и более должны быть приняты меры к консервации оборудования турбоустановки. Метод консервации выбирается исходя из местных условий техническим руководителем электростанции. 4.4.33. Эксплуатация турбин со схемами и в режимах, не предусмотренных техническими условиями на поставку, допускается с разрешения завода-изготовителя и вышестоящих организаций. 4.4.34. Проведение реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должно быть согласовано с заводом-изготовителем. При проведении реконструкции и модернизации турбинного оборудования на электростанциях должны быть предусмотрены максимальная степень автоматизации управления и высокие показатели ремонтопригодности. 4.4.35. Тепловые испытания паровых турбин должны проводиться: на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик; периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

4.5. Блочные установки тепловых электростанций

4.5.1. При эксплуатации блочных установок должны выполняться положения пп. 4.3.1, 4.4.1, 5.1.1, 5.3.1, 6.3.3 и 6.3.5 настоящих Правил и обеспечиваться их участие в регулировании частоты и мощности при нормальных (в соответствии с диспетчерским графиком) и аварийных режимах энергосистемы. 4.5.2. Для покрытия диспетчерского графика нагрузки должны быть обеспечены изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне и при необходимости - до технического минимума остановы в резерв и режимы пуска энергоблока из различных тепловых состояний.

4.5.3. Теплофикационные энергоблоки, работающие с полным расходом циркуляционной воды через конденсатор, могут быть привлечены к покрытию диспетчерского графика электрических нагрузок с сохранением заданного количества отпускаемого тепла. Теплофикационные энергоблоки, работающие на встроенном пучке конденсатора или с отсечкой ЦНД, как правило, не должны привлекаться к покрытию переменной части графика электрических нагрузок. В отдельных случаях допускается разгрузка указанных энергоблоков с переводом тепловой нагрузки на пиковые или резервные источники. Количество теплофикационных энергоблоков, не привлекаемых к покрытию переменного графика нагрузок, должно быть определено диспетчером энергосистемы. Наиболее экономичное оборудование (энергоблоки СКД и особенно ПГУ) диспетчер энергосистемы должен привлекать к покрытию переменного графика нагрузок лишь при исчерпании возможностей менее экономичного оборудования. 4.5.4. Нижний предел регулировочного диапазона энергоблока должен быть установлен исходя из условия сохранения неизменного состава работающего оборудования и работы системы автоматического регулирования во всем диапазоне нагрузок без вмешательства персонала. При эксплуатации энергоблоков должна быть обеспечена возможность их работы на техническом минимуме нагрузки, для достижения которого допускается изменение состава работающего оборудования и отключение отдельных автоматических регуляторов. Нижний предел регулировочного диапазона и технический минимум нагрузки должны быть указаны в местной инструкции и доведены до сведения диспетчерской службы. 4.5.5. При нагрузке энергоблока, соответствующей нижнему пределу регулировочного диапазона или техническому минимуму, понижение температур свежего пара и пара после промперегрева должно быть не больше заданного заводами - изготовителями оборудования. 4.5.6. Предельная скорость изменения нагрузки энергоблока в регулировочном диапазоне должна быть установлена на основании норм предельно допустимых скоростей изменения нагрузки при работе энергоблоков 160-800 МВт в регулировочном диапазоне. 4.5.7. Энергоблоки, спроектированные для работы с постоянным давлением свежего пара, допускается эксплуатировать в режиме скользящего давления с полным открытием части регулирующих клапанов ЦВД турбины после проведения специальных испытаний и согласования режимов с заводами - изготовителями котлов<1>. При этом в местные инструкции должны быть внесены соответствующие дополнения. 4.5.8. В теплофикационных энергоблоках, оснащенных блочными обессоливающими установками (БОУ), конденсат греющего пара сетевых подогревателей должен направляться через БОУ только в случаях нарушения плотности трубной системы этих подогревателей. 4.5.9. Остановы энергоблоков в резерв на ночное время должны производиться без расхолаживания оборудования. На всех энергоблоках подлежит обеспариванию система промежуточного перегрева пара, а на энергоблоках с прямоточными котлами, оснащенными встроенной задвижкой (ВЗ) и встроенным сепаратором, - также и пароперегревательный тракт за ВЗ. На барабанных котлах, а также на прямоточных котлах с полнопроходным сепаратором (ППС) должны быть реализованы технологические приемы, исключающие выброс конденсата из пароперегревательных поверхностей нагрева в горячие паросборные коллекторы. 4.5.10. Оборудование, пусковые и электрические схемы, арматура, тепловая изоляция, растопочное и водное хозяйство энергоблоков и электростанций должны быть в состоянии, позволяющем обеспечить одновременный пуск не менее двух энергоблоков электростанции после любой продолжительности простоя.

4.5.11. Пуск энергоблока не допускается в случаях: а) наличия условий, не допускающих пуск основного оборудования в соответствии с настоящими Правилами; б) неисправности любой из технологических защит, действующих на останов оборудования энергоблока; в) неисправности устройств дистанционного управления оперативными регулирующими органами, а также арматурой, используемой при ликвидации аварийных ситуаций; г) неготовности к включению блочной обессоливающей установки; д) повреждения опор и пружинных подвесок трубопроводов. 4.5.12. Теплофикационные энергоблоки, работающие с отсечкой ЦНД или на встроенном пучке конденсатора, не должны привлекаться к противоаварийному регулированию. 4.5.13. Работа энергоблоков со включенными регуляторами давления пара перед турбиной, воздействующими на регулирующие клапаны турбины (регуляторами "до себя"), если они не входят в состав систем регулирования частоты и мощности в энергосистеме, не допускается. В исключительных случаях, при неисправности или неустойчивости работы оборудования, допускается с разрешения технического руководителя энергосистемы с уведомлением органов диспетчерского управления соответствующего уровня временная работа с включенными регуляторами "до себя". 4.5.14. При отсутствии (отказе) системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблоков в случае наброса (сброса) нагрузки турбин из-за изменения частоты персонал должен немедленно приступить к изменению нагрузки котлов в пределах регулировочного диапазона в целях восстановления исходного давления свежего пара. Если изменения нагрузки могут привести к перегрузкам линий электропередачи, угрожающим нарушением устойчивости энергосистемы, то в местных инструкциях должны быть указаны согласованные с органами диспетчерского управления соответствующего уровня изменения частоты, при которых должны начинаться указанные действия персонала. 4.5.15. Энергоблок должен быть немедленно остановлен персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях: а) останова котла моноблока или обоих котлов дубль-блока; б) отключения турбины, связанного с ее повреждениями или опасными нарушениями режима работы, указанными в п. 4.4.29 настоящих Правил (кроме случаев недопустимого понижения температуры свежего пара или после промперегрева); в) отключения генератора или трансформатора энергоблока из-за внутреннего повреждения; г) отключения всех питательных насосов; д) образования сквозных трещин или разрыва питательного трубопровода, паропровода, корпуса деаэратора; е) исчезновения напряжения на устройствах дистанционного и автоматического управления или на всех измерительных приборах контроля энергоблока; ж) пожара, угрожающего персоналу, оборудованию или цепям дистанционного управления отключающей арматуры, входящей в схемы защиты оборудования энергоблока. 4.5.16. Пуском и остановом энергоблока должен руководить старший машинист энергоблока или начальник смены котлотурбинного цеха, а после капитального и среднего ремонта - начальник котлотурбинного цеха или его заместитель.

4.5.17. Изменения проектных пусковых схем на действующих энергоблоках допускаются: для целевых испытаний новых схемных решений и режимов пуска, согласованных с заводами - изготовителями оборудования; при модернизации пусковых схем в целях их приближения к типовой пусковой схеме или улучшения эксплуатационных качеств. Объем и порядок модернизации и изменения пусковых схем энергоблоков должны быть согласованы с вышестоящей организацией. ________________ <1> Данный режим не распространяется на энергоблоки, которые по решению органов диспетчерского управления соответствующего уровня должны эксплуатироваться на номинальном давлении.

4.6. Газотурбинные установки (автономные и работающие в составе ПГУ)

4.6.1. При эксплуатации ГТУ должны быть обеспечены: положения действующих государственных стандартов, технических условий; надежность и экономичность работы основного и вспомогательного оборудования при соблюдении диспетчерского графика нагрузки; нормативные показатели экономичности основного и вспомогательного оборудования. 4.6.2. Система регулирования ГТУ должна: устойчиво поддерживать заданную электрическую нагрузку; удерживать ГТУ на холостом ходу при номинальной частоте вращения ротора; обеспечивать надежную работу ГТУ на режимах пуска и останова, а также останов агрегата в аварийных ситуациях; обеспечивать при изменении нагрузки плавное изменение режима работы ГТУ; удерживать частоту вращения ротора, не вызывающую срабатывания автомата безопасности, при мгновенном сбросе максимальной нагрузки до нуля (для ГТУ со свободной силовой турбиной значение нагрузки указывается в технических условиях); поддерживать температуру газов перед турбиной (турбинами) на требуемом уровне, не допуская ее повышения до предельного значения, при котором срабатывает аварийная защита; иметь нечувствительность системы ограничения температуры газов не более 10°С; обеспечивать беспомпажную работу компрессоров; иметь степень статической неравномерности регулирования частоты вращения генераторного вала в пределах 4-5% номинальной (возможное повышение степени неравномерности для улучшения условий эксплуатации ГТУ конкретных типоразмеров должно быть указано в технических условиях; минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2%); иметь степень нечувствительности при любой нагрузке не более 0,2% номинальной частоты вращения. Возможность и продолжительность работы ГТУ с отклонениями от нормальной частоты вращения должна быть регламентирована техническими условиями на ГТУ. 4.6.3. Импульс по температуре, используемый в системах регулирования и защиты, должен быть выработан малоинерционными датчиками (термоэлектрическими пирометрами или другими измерительными устройствами с динамической коррекцией в случае необходимости), установленными в характерных сечениях тракта и обеспечивающими представительное определение температуры. 4.6.4. Устройства защиты от недопустимого повышения температуры газов после каждой ступени сгорания должны быть настроены на срабатывание при температуре, указанной в технических условиях на ГТУ. 4.6.5. Автоматы безопасности должны быть отрегулированы на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10-12% выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ.

4.6.6. При эксплуатации ГТУ должны быть выполнены мероприятия, обеспечивающие снижение запыленности засасываемого в компрессор воздуха (засев свободных площадок травами, устройство газонов, асфальтирование дорог, сооружение средств полива и т. п.) и исключающие возможность попадания собственных или посторонних выбросов в воздухозаборное устройство. 4.6.7. Система очистки воздуха должна обеспечивать компрессор ГТУ воздухом при остаточной среднегодовой запыленности не более 3 0,3 мг/м , в этом воздухе концентрация пыли с размером частиц более 3 20 мкм должна быть не выше 0,03 мг/м . Допускается (в периоды повышенной запыленности) кратковременная, не более 100 ч в год, 3 концентрация пыли до 5 мг/м с частицами размером не более 30 мкм. Состояние воздушных фильтров при эксплуатации должно регулярно контролироваться. Не допускается вынос из них масла или других материалов во всасывающий тракт ГТУ. Не реже 2 раз в месяц воздушные фильтры должны быть осмотрены и очищены от пыли и шлама (если ГТУ работает в базовом режиме, то при ее ближайшем плановом останове). 4.6.8. Система фильтрации воздуха должна быть оборудована байпасными клапанами двустороннего действия, открывающимися автоматически при превышении допустимого перепада давлений на фильтрах или появлении избыточного давления в камере фильтров. 4.6.9. Обледенение воздушных фильтров и проточной части компрессоров не допускается. При необходимости воздухозаборные тракты ГТУ должны быть оборудованы устройствами, предотвращающими обледенение. 4.6.10. Газовый тракт после ГТУ должен быть оборудован газоанализаторами для измерения в выхлопных газах содержания метана, монооксида углерода, оксидов азота, кислорода и диоксида углерода. 4.6.11. Стопорные и регулирующие топливные клапаны ГТУ должны быть плотными. Клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено инструкцией. Проверка плотности топливных клапанов ГТУ должна производиться после капитального и среднего (регламентного) ремонта с визуальным контролем, а также перед каждым пуском ГТУ с контролем отсутствия давления топлива перед регулирующими клапанами по манометрам. 4.6.12. Маховики задвижек и клапанов, установленных на маслопроводах до и после маслоохладителей, на линиях всасывания и напора резервных и аварийных маслонасосов и на линиях аварийного слива масла из маслобаков ГТУ, до и после выносных фильтров, в схеме уплотнений вала генератора, должны быть опломбированы в рабочем положении. 4.6.13. Генераторы ГТУ при переходе в режим электродвигателя должны быть немедленно отключены, для чего должна быть установлена защита от обратной мощности генератора. Это требование не распространяется на ГТУ со свободными силовыми турбинами. 4.6.14. Пуск и синхронизация ГТУ из любого теплового состояния должны осуществляться автоматически. Частотный пуск вновь устанавливаемых одновальных ГТУ должен осуществляться тиристорным пусковым устройством, если не требуется автономности пуска. Плановый останов ГТУ должен производиться автоматически по заданной программе. 4.6.15. Пуском ГТУ должен руководить начальник смены, а после капитального и среднего ремонта, проведения регламентных работ - лицо, назначенное руководителем энергообъекта.

4.6.16. Перед пуском ГТУ после ремонта продолжительностью более 3 сут. должны быть проверены исправность и готовность к включению основного и вспомогательного оборудования, КИП, средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, средств информации и оперативной связи. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены. Перед пуском ГТУ после нахождения ее в резерве более 3 сут. должны быть проверены: исправность и готовность к включению оборудования и КИП, а также работоспособность средств дистанционного и автоматического управления, устройств технологической защиты, блокировок, вспомогательного оборудования, маслосистемы, резервных и аварийных масляных насосов, средств информации и оперативной связи; прохождение команд технологических защит на все исполнительные устройства; исправность и готовность к включению тех средств и оборудования, на которых за время простоя производились ремонтные работы. Выявленные при этом неисправности должны быть устранены до пуска. 4.6.17. Пуск ГТУ не допускается в случаях: неисправности или отключения какой-либо из защит; наличия дефектов системы регулирования, которые могут привести к превышению допустимой температуры газов или разгону турбины; неисправности одного из масляных насосов или системы их автоматического включения; отклонения от норм качества топлива или масла, а также при температуре или давлении топлива (масла) ниже или выше установленных пределов; отклонения контрольных показателей теплового или механического состояния ГТУ от допустимого. Не допускается пуск ГТУ после аварийного останова или сбоя при предыдущем пуске, если причины этих отказов не устранены. 4.6.18. Перед зажиганием топлива в камерах сгорания тракты газовых турбин (газотурбинных двигателей), не входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ, должны быть провентилированы не менее 2 мин. при работе на жидком и 5 мин. при работе на газообразном топливе при вращении ротора пусковым устройством. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины зажигание топлива без предварительной вентиляции трактов не менее 4 мин. при работе на жидком и 10 мин. при работе на газообразном топливе не допускается. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в инструкции по эксплуатации. 4.6.19. Вентиляция газовоздушного тракта ГТУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, входящими в состав ГТУ с отпуском тепла или ПГУ, до зажигания топлива при пуске должна обеспечиваться за счет расхода воздуха, проходящего через ГТУ при вращении ее ротора пусковым устройством. 4.6.20. Для проведения вентиляции газовоздушного тракта ГТУ с отпуском тепла и ПГУ после останова газовой турбины должен использоваться режим холодной прокрутки, осуществляемый с помощью пускового устройства, с учетом вентиляции за счет выбега газовой турбины при ее останове.

4.6.21. Пусковые устройства газовых турбин, входящих в состав ГТУ с отпуском тепла и ПГУ с котлом-утилизатором или теплообменниками, должны обеспечивать шестикратный воздухообмен вентилируемых объемов до дымовой трубы при непрерывной вентиляции за время не более 5 мин. После каждой неудачной попытки пуска газовой турбины должна производиться вентиляция газовоздушного тракта согласно п. 4.6.18 настоящих Правил. Установки, на которых пусковые устройства не обеспечивают выполнение необходимых условий вентиляции газовоздушного тракта, должны оснащаться дутьевыми вентиляторами. Конкретная продолжительность вентиляции в зависимости от компоновки тракта, вида топлива и типа ГТУ должна быть указана в инструкции по эксплуатации. 4.6.22. Пуск должен быть немедленно прекращен действием защит или персоналом в случаях: а) нарушения установленной последовательности пусковых операций; б) повышения температуры газов выше допустимой по графику пуска; в) повышения нагрузки пускового устройства выше допустимой; г) не предусмотренного инструкцией снижения частоты вращения разворачиваемого вала после отключения пускового устройства; д) помпажных явлений в компрессорах ГТУ. 4.6.23. Газотурбинная установка должна быть немедленно отключена персоналом при отказе в работе защит или при их отсутствии в случаях: а) недопустимого повышения температуры рабочего тела в характерных сечениях ГТУ; б) повышения частоты вращения ротора сверх допустимого предела; в) обнаружения трещин или разрыва масло- или топливопроводов высокого давления; г) недопустимого осевого сдвига, недопустимых относительных перемещений роторов компрессоров и турбин; д) недопустимого понижения давления масла в системе смазки или уровня в масляном баке, а также недопустимого повышения температуры масла на сливе из любого подшипника или температуры любой из колодок упорного подшипника; е) прослушивания металлических звуков (скрежета, стуков), необычных шумов внутри турбомашин и аппаратов ГТУ; ж) возрастания вибрации подшипниковых опор выше допустимых значений, указанных в п. 4.6.34 настоящих Правил; з) появления искр или дыма из подшипников или концевых уплотнений турбомашин или генератора; и) воспламенения масла или топлива и невозможности немедленно ликвидировать пожар имеющимися средствами; к) взрыва (хлопка) в камерах сгорания или газоходах; л) погасания факела в камерах сгорания, недопустимого понижения давления жидкого или газообразного топлива; м) исчезновения напряжения на устройствах регулирования и автоматизации или на всех КИП; н) отключения турбогенератора вследствие внутреннего повреждения; о) возникновения помпажа компрессоров или недопустимого приближения к границе помпажа; п) недопустимого изменения давления воздуха за компрессорами; р) возникновения кругового огня на контактных кольцах турбогенератора; с) загазованности в любом отсеке ГТУ; т) отключения всех вентиляторов подачи воздуха под кожух ГТУ; у) отказа программно-технического комплекса АСУ ТП, приводящего к невозможности управления всем оборудованием турбоустановки или его контроля. Одновременно с отключением ГТУ действием защиты или персоналом должен быть отключен турбогенератор.

4.6.24. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена по решению технического руководителя электростанции в случаях: а) нарушения нормального режима эксплуатации или нормальной работы вспомогательного оборудования, при появлении сигналов предупредительной сигнализации, если устранение причин нарушения невозможно без останова; б) заедания стопорных, регулирующих и противопомпажных клапанов; в) обледенения воздухозаборного устройства, если не удается устранить обледенение при работе ГТУ под нагрузкой; г) недопустимого повышения температуры наружных поверхностей корпусов турбин, камер сгорания, переходных трубопроводов, если понизить эту температуру изменением режима работы ГТУ не удается; д) недопустимого увеличения неравномерности измеряемых температур газов; е) недопустимого повышения температуры воздуха перед компрессорами высокого давления, а также в случаях нарушения нормального водоснабжения; ж) при неисправности отдельных защит или оперативных КИП. 4.6.25. При загорании отложений в регенераторах или подогревателях сетевой воды, если не происходит опасного изменения параметров ГТУ, установка должна быть оставлена в работе для обеспечения охлаждения теплообменных поверхностей. При загорании отложений на остановленной ГТУ должны быть включены противопожарные установки. 4.6.26. После отключения ГТУ должна быть обеспечена эффективная вентиляция трактов и там, где это предусмотрено, произведена продувка топливных коллекторов и форсунок (горелок) воздухом или инертным газом. По окончании вентиляции должны быть перекрыты всасывающий и (или) выхлопной тракты. Продолжительность и периодичность вентиляции и прокруток роторов при остывании ГТУ должны быть указаны в инструкции по эксплуатации. 4.6.27. На электростанциях должны быть установлены регламент технического обслуживания ГТУ, технология и периодичность выполнения регламентных работ. 4.6.28. Регламент технического обслуживания должен предусматривать: визуальную диагностику проточной части без разборки турбомашин и аппаратов в местах, указанных в инструкции по эксплуатации, с применением специальных оптических или волоконно-оптических приборов, если это предусмотрено заводской инструкцией; периодические удаления отложений из проточной части ГТУ без разборки турбомашин и аппаратов с применением растворов технических моющих средств и мягких абразивов; проверку работы системы защиты и автоматического управления ГТУ, включая контрольные автоматические пуски ГТУ с проверкой соответствия основных параметров воздуха и газов, давления топлива и нагрузки пускового устройства расчетному графику пуска; осмотр и проверку герметичности, производительности топливных форсунок и угла распиливания топлива на выходе из них; проверку резервных и аварийных масляных насосов и устройств автоматического включения; проверку плотности трактов, клапанов, шиберов и арматуры; осмотр и проверку топливных насосов и насосов системы технического водоснабжения; осмотр и очистку масляных, топливных и водяных фильтров; проверку и восстановление эффективности шумоглушения внутри машзала, на территории электростанции и прилегающей к ней территории; проверку эффективности оборудования, ограничивающего концентрацию в уходящих газах загрязняющих атмосферу выбросов.

4.6.29. В процессе эксплуатации на основании наблюдений и показаний приборов должна проводиться параметрическая и вибрационная диагностика, включающая анализ: соответствия мощности ГТУ расчетной и нормативной; степени загрязнения и запасов устойчивости компрессоров; эффективности теплообменных аппаратов; неравномерности измеряемых температур газов на входе в турбину или выходе из нее; давления топлива и воздуха (газов), а также давления и температуры масла в характерных точках; вибрации турбин, компрессоров, турбогенераторов и возбудителей; соответствия экономичности расчетной и нормативной. Предельные значения отклонений контролируемых параметров от паспортных не должны превышать заданных заводами-изготовителями или указанных в технических условиях на поставку. 4.6.30. Все проверки и испытания системы регулирования и защиты ГТУ от повышения частоты вращения должны выполняться в соответствии с инструкциями заводов-изготовителей. 4.6.31. Проверка действия защит от превышения температуры газов в турбинах должна производиться не реже 1 раза в 4 мес. 4.6.32. Проверка работы системы регулирования ГТУ мгновенным сбросом нагрузки путем отключения турбогенератора от сети должна производиться: при приемке ГТУ в эксплуатацию после монтажа; после реконструкции, изменяющей динамическую характеристику ГТУ или статическую и динамическую характеристики системы регулирования; при выявлении существенных изменений статических и динамических характеристик регулирования в процессе эксплуатации или при ремонте (после устранения обнаруженных недостатков). 4.6.33. Периодически работающие ГТУ должны быть в постоянной готовности к пуску. Если их включения в работу не требуется, исправность оборудования и систем таких ГТУ должна проверяться 1 раз в смену, а контрольные автоматические пуски с нагружением агрегата должны производиться не реже 1 раза в месяц. 4.6.34. При эксплуатации ГТУ средние квадратические значения виброскорости подшипниковых опор турбин, компрессоров, турбогенератора и возбудителя с частотой вращения 3000 об./мин. -1 должны быть не выше 4,5 мм х с . При превышении нормативного значения вибрации должны быть приняты меры к ее снижению в срок не более 30 сут. -1 При вибрации свыше 7,1 мм х с не допускается эксплуатировать -1 ГТУ более 7 сут., а при вибрации 11,2 мм х с турбина должна быть отключена действием защиты или вручную. Газотурбинная установка должна быть немедленно остановлена, если при установившемся режиме происходит одновременное внезапное изменение вибрации оборотной частоты двух опор одного ротора, или смежных опор, или двух компонентов вибрации одной опоры на -1 1 мм х с и более от любого начального уровня. Газотурбинная установка должна быть разгружена и остановлена, если в течение 1-3 сут. произойдет плавное возрастание любого -1 компонента вибрации одной из опор подшипников на 2 мм х с . Вибрационное состояние авиационных и судовых газотурбинных двигателей, работающих в составе энергетических установок, должно быть определено по техническим условиям на поставку. Однако при этом двигатели не должны вызывать вибрации связанного с ними оборудования сверх указанного выше уровня.

4.6.35. Для каждого вала ГТУ должны быть установлены длительность нормального выбега ротора и номинальное значение силы электрического тока электродвигателя валоповоротного устройства. Длительность выбега роторов и сила тока должны измеряться и регистрироваться в суточной ведомости при всех остановах ГТУ. При отклонении времени выбега или силы электрического тока от нормальных, а также при возникновении посторонних шумов должна быть выявлена причина отклонения и приняты меры к ее устранению. 4.6.36. При выводе ГТУ в длительный резерв должны быть приняты меры к ее консервации. Продолжительность останова, при которой требуется консервация, перечень подлежащих консервации узлов и технология ее проведения должны быть указаны в технических условиях на ГТУ. 4.6.37. Периодичность среднего и капитального ремонта должна быть установлена согласно техническим условиям в зависимости от режимов и продолжительности работы ГТУ, количества пусков и используемого топлива с учетом фактического состояния оборудования. 4.6.38. Тепловые испытания ГТУ с отпуском тепла и ПГУ должны проводиться: на вновь смонтированном оборудовании для получения фактических показателей и составления нормативных характеристик; периодически в процессе эксплуатации (не реже 1 раза в 3-4 года) на подтверждение соответствия нормативным характеристикам.

4.7. Системы управления технологическими процессами

4.7.1. Системы управления технологическими процессами, в том числе и автоматизированные (АСУ ТП), во время эксплуатации должны обеспечивать: контроль за состоянием энергетического оборудования; автоматическое регулирование технологических параметров; автоматическую защиту технологического оборудования; автоматическое управление оборудованием по заданным алгоритмам (логическое управление); технологическую и аварийную сигнализацию; дистанционное управление регулирующей и запорной арматурой. Техническая реализация системы управления осуществляется как с помощью автономных технических средств (КИП, автоматических регуляторов, устройств комплектных технологических защит и др.), так и с помощью АСУ ТП. Средства измерений, средства и программно-технические комплексы контроля и представления информации, автоматического регулирования, технологической защиты и сигнализации, логического и дистанционного управления, технической диагностики при включенном технологическом оборудовании должны постоянно находиться в работе в проектном объеме и обеспечивать выполнение заданных функций и качества работы. Вывод из работы устройств систем управления для проведения ремонта, испытаний и других работ должен производиться в соответствии п. 6.4.2 настоящих Правил. 4.7.2. Персонал, обслуживающий системы управления, обеспечивает поддержание их в исправном состоянии и готовность к работе путем: своевременного проведения технического обслуживания и ремонта; выполнения мероприятий по повышению надежности и эффективности использования; обеспечения необходимого комплекта резервных технических средств и расходных материалов. Персонал, обслуживающий технологическое оборудование, своевременно вводит в работу и эффективно использует системы управления. Сохранность и чистоту внешних частей устройств систем управления соблюдает оперативный персонал цехов, районов, участков энергообъектов, в которых установлены устройства управления.

4.7.3. Системы управления технологическими процессами должны быть выполнены в объеме, установленном нормативными документами, с применением технических средств, обеспечивающих минимум трудозатрат на обслуживание, ремонт и наладку. Для тех энергообъектов, на которые не распространяются действующие нормативные документы, объем оснащения системами управления определяет технический руководитель энергосистемы. 4.7.4. Электропитание системы управления осуществляется по группам потребителей: технологические защиты и их датчики, устройства дистанционного управления и блокировки, приборы технологического контроля и их датчики, устройства аварийной предупредительной сигнализации, системы обнаружения и тушения пожара, средства авторегулирования, средства вычислительной техники и их датчики. Потребители всех групп, кроме средств вычислительной техники, должны быть разделены на подгруппы по технологическому принципу: для котельного и турбинного отделений. Распределение по подгруппам, группам должно осуществляться через самостоятельные аппараты защиты, обеспечивающие селективное отключение поврежденных участков и ремонт элементов сети электропитания без останова основного оборудования. Для блочных установок источниками оперативного тока напряжением 220/380 В должны быть шины распределительного устройства собственных нужд 0,4 кВ своего или соседнего энергоблока, от которого не резервируются шины РУСН 0,4 кВ данного энергоблока, инверторы агрегатов бесперебойного питания, шины щита постоянного тока. Действие сигнализации должно быть обеспечено при полной потере питания как любой группы потребителей, так и одного из вводов. Исправность средств автоматического включения резервного электрического питания устройств управления и исправность устройств сигнализации наличия напряжения питания должны проверяться по графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. 4.7.5. Температура окружающего воздуха, влажность, вибрация, радиация, напряженность внешних электрических и магнитных полей, импульсные перенапряжения, радио- и импульсные помехи и интенсивность электростатических разрядов, а также запыленность в местах установки технических средств системы управления (АСУ ТП) не должны превышать значений, допускаемых государственными стандартами и техническими условиями. В местах расположения технических средств в помещениях технологических цехов температура в нормальных условиях должна находиться в пределах от +10 до +50°С, относительная влажность не более 90%. В аварийных режимах, характеризующихся образованием течей технологического оборудования, температура и относительная влажность допускаются, соответственно, 75°С и 100%. В помещениях щитов управления, где расположены технические средства системы контроля и управления (АСУ ТП), температура и относительная влажность должны быть не выше, соответственно, 25°С и 80%. В аварийных режимах, обусловленных неисправностью систем кондиционирования воздуха, указанные параметры могут быть, соответственно, 35°С и 90%. Система кондиционирования воздуха должна содержаться в состоянии, обеспечивающем надежное функционирование технических средств, систем управления. 4.7.6. Щиты шкафного типа должны быть заземлены, тщательно уплотнены, иметь постоянное освещение, штепсельные розетки на 12 и 220 В. Дверцы щитов должны запираться. Штепсельные розетки должны быть подключены к сети освещения помещений. Телефонная связь между сборками задвижек, панелями аппаратуры защиты, местными щитами управления и блочным или групповым щитом управления должна быть в исправном состоянии.

4.7.7. Аппаратура, установленная на панелях, пультах и по месту, первичные преобразователи, запорная арматура импульсных линий, а также сборки зажимов оснащаются четкими надписями, указывающими их назначение. Щиты, переходные коробки, исполнительные механизмы, все зажимы и подходящие к ним кабели, провода и жилы кабелей, а также трубные соединительные (импульсные) линии должны иметь маркировку. 4.7.8. У заборных устройств, первичных преобразователей и исполнительных механизмов должны быть площадки для обслуживания. 4.7.9. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления должны соответствовать противопожарным требованиям. Объем и периодичность проверки изоляции силовых и измерительных кабельных линий должны соответствовать действующим правилам. Совмещение в одном кабеле цепей измерения с силовыми и управляющими цепями запрещается. 4.7.10. Уплотнения мест прохода кабелей и импульсных линий через стены, разделяющие помещения, и уплотнения вводов кабелей и импульсных линий в щиты и панели должны обеспечивать плотность или герметичность в соответствии с правилами пожарной безопасности. Проверка состояния уплотнений производится после капитального ремонта и по мере необходимости. 4.7.11. Импульсные линии должны быть плотными. После капитального ремонта оборудования все импульсные линии следует продувать. Линии, в которые возможно попадание воздуха или шлама, кроме того, должны продуваться с периодичностью, установленной местной инструкцией. Первичные запорные органы на отборных устройствах при эксплуатации должны обеспечивать возможность отключения импульсных линий при работе оборудования. Ремонт первичных запорных органов и все операции с ними (открытие, закрытие) осуществляет персонал, обслуживающий технологическое оборудование. 4.7.12. Регулирующие и запорные органы, используемые в системах управления и оснащенные серводвигателем (электроприводом), должны удовлетворять техническим требованиям по плотности, расходным характеристикам и люфтам. При закрытии плотность должна обеспечиваться воздействием системы дистанционного или автоматического управления без "дозакрытия" вручную. Ремонт регулирующих и запорных органов, сочленений их с исполнительными механизмами, демонтаж и ремонт электроприводов, а также установка их на место выполняются персоналом, ремонтирующим технологическое оборудование, а приемка - персоналом, обслуживающим системы управления. 4.7.13. Техническое обслуживание, текущий и капитальный ремонт средств управления выполняются в соответствии с графиком, утвержденным техническим руководителем энергообъекта и составленным на основании заводских инструкций или нормативов на сроки и состав технического обслуживания и ремонта. В случае выполнения ремонта специализированным предприятием сдача средств в ремонт и приемка их из ремонта производятся персоналом цеха тепловой автоматики и измерений (АСУ ТП) энергообъекта. 4.7.14. Ввод в эксплуатацию технологических защит после монтажа или реконструкции выполняется по разрешению технического руководителя энергообъекта.

4.7.15. Технологические защиты, введенные в постоянную эксплуатацию, должны быть включены в течение всего времени работы оборудования, на котором они установлены. Вывод из работы исправных технологических защит не допускается. Защиты должны быть выведены из работы в следующих случаях: при работе оборудования в переходных режимах, когда необходимость отключения защиты определена инструкцией по эксплуатации основного оборудования; при очевидной неисправности защиты. Отключение производится по распоряжению начальника смены электростанции с обязательным уведомлением технического руководителя и оформляется записью в оперативной документации; для периодического опробования, если оно производится на действующем оборудовании. Не производятся ремонтные и наладочные работы в цепях включенных защит. 4.7.16. Периодическое опробование технологических защит должно производиться согласно графику, утвержденному техническим руководителем энергообъекта. При недопустимости проверки исполнительных операций защит в связи с тепловым состоянием защищаемого оборудования опробование защиты производится без воздействия на исполнительные устройства. Перед пуском защищаемого оборудования после его капитального и среднего ремонта, а также после проведения ремонта в цепях технологических защит проверяется исправность и готовность защит к включению путем опробования на сигнал каждой защиты и действия защит на все исполнительные устройства. Перед пуском защищаемого оборудования после его простоя более 3 сут. проверяется действие защит на все исполнительные устройства, а также операции включения резерва технологического оборудования. Опробование должно производиться персоналом соответствующего технологического цеха и персоналом, обслуживающим технические средства. Опробование защит с воздействием на оборудование производится после окончания всех работ на оборудовании, участвующем в работе защит. 4.7.17. Средства технологических защит (первичные измерительные преобразователи, измерительные приборы, ряды зажимов, ключи и переключатели, запорная арматура импульсных линий и др.) должны иметь внешние отличительные признаки (красный цвет и др.). Панели защит с обеих сторон и установленная на них аппаратура оснащаются надписями, указывающими их назначение. На шкалах приборов отмечаются значения уставок срабатывания защит. 4.7.18. Алгоритмы работы защит определяются заводом - изготовителем защищаемого оборудования и действующими нормативными документами. Значения уставок и выдержек времени срабатывания защит определяются заводом - изготовителем защищаемого оборудования или наладочной организацией. В случае реконструкции оборудования или отсутствия данных заводов-изготовителей уставки и выдержки времени устанавливаются на основании результатов испытаний. Устройства для изменения уставок должны быть опломбированы (кроме регистрирующих приборов). Снятие пломб производится только персоналом, обслуживающим средства защиты, с записью об этом в оперативном журнале. Пломбы снимаются только при отключенных средствах защиты. 4.7.19. При останове оборудования вследствие действия технологических защит должна быть возможность определения защиты, сработавшей первой. Специальные средства фиксации защиты, сработавшей первой, включая регистраторы событий, находятся во включенном состоянии в течение всего времени работы защищаемого оборудования. Все случаи срабатывания защит, а также их отказов учитываются, а причины и виды неисправностей анализируются.

4.7.20. Регуляторы, введенные в эксплуатацию, поддерживаются в состоянии, обеспечивающем поддержание технологических параметров, регламентированных нормативными документами. Отключение исправных автоматических регуляторов допускается только в случаях, указанных в инструкциях по эксплуатации. 4.7.21. Технологическое оборудование должно соответствовать требованиям настоящих Правил и техническим условиям заводов - изготовителей автоматизированного оборудования. 4.7.22. По каждому контуру регулирования, введенному в эксплуатацию, на электростанции должны быть данные, необходимые для восстановления его настройки после ремонта или замены вышедшей из строя аппаратуры. 4.7.23. Ввод в эксплуатацию средств программного (логического) управления после наладки или корректировки технологических алгоритмов управления производится по распоряжению технического руководителя энергообъекта. 4.7.24. Средства логического управления, введенные в эксплуатацию, должны быть в состоянии, обеспечивающем выполнение соответствующих технологических алгоритмов (программ). Проверка работоспособности средств логического управления производится после проведения ремонтных работ во внешних цепях или в шкафах. Она выполняется персоналом технологического цеха и цеха, обслуживающего систему управления. Проверка должна быть проведена с воздействием на исполнительные органы, если этому не препятствует тепловое состояние оборудования. В противном случае она должна осуществляться без воздействия на исполнительные органы. Объем и порядок проведения проверок работоспособности регламентируются инструкцией, утвержденной техническим руководителем энергообъекта. 4.7.25. На работающем оборудовании производство ремонтных и наладочных работ в исполнительных (внешних) цепях средств логического управления не допускается. Проведение наладочных работ в шкафах средств логического управления разрешается при условии отключения от них исполнительных цепей. Подсоединение исполнительных цепей к средствам логического управления разрешается только на остановленном оборудовании. 4.7.26. Все изменения технологических алгоритмов средств логического управления, введенных в эксплуатацию, должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта. 4.7.27. В случае, если предусмотренные проектом регуляторы, средства логического управления, функции АСУ ТП не введены в эксплуатацию за срок, установленный для освоения технологического оборудования, должны быть оформлены обоснованные технические решения с указанием причин отказа от внедрения и задание проектной организации на доработку проекта. Технические решения должны быть согласованы с проектной организацией и утверждены руководством энергосистемы.

4.8. Водоподготовка и водно-химический режим тепловых электростанций и тепловых сетей

4.8.1. Режим эксплуатации водоподготовительных установок и водно-химический режим должны обеспечить работу электростанций и тепловых сетей без повреждений и снижения экономичности, вызванных коррозией внутренних поверхностей водоподготовительного, теплоэнергетического и сетевого оборудования, а также образованием накипи и отложений на теплопередающих поверхностях, отложений в проточной части турбин, шлама в оборудовании и трубопроводах электростанций и тепловых сетей.

4.8.2. Организацию и контроль за водно-химическим режимом работы оборудования электростанций и организаций, эксплуатирующих тепловые сети, должен осуществлять персонал химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения). Включение в работу и отключение любого оборудования, могущие вызывать ухудшение качества воды и пара, должны быть согласованы с химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением). Внутренние осмотры оборудования, отбор проб отложений, вырезку образцов труб, составление актов осмотра, а также расследование аварий и неполадок, связанных с водно-химическим режимом, должен выполнить персонал соответствующего технологического цеха с участием персонала химического цеха (лаборатории или соответствующего подразделения). Любые изменения проектных схем и конструкций оборудования, которые могут влиять на работу водоподготовительных установок и установок для очистки конденсатов, а также на водно-химический режим электростанции (тепловых сетей), должны быть согласованы с химической службой энергосистемы. 4.8.3. Применение новых методов водоподготовки и водно-химических режимов должно быть согласовано с вышестоящей организацией.

Водоподготовка и коррекционная обработка воды

4.8.4. Водоподготовительные установки со всем вспомогательным оборудованием, включая склады реагентов, должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до начала предпусковой очистки теплоэнергетического оборудования. Установки для очистки конденсата турбин и загрязненных конденсатов, а также установки коррекционной обработки воды должны быть смонтированы и сданы для пусковой наладки за 2 мес. до пуска энергоблока (котла) и включены в работу при его пуске. Общестанционные баки запаса обессоленной воды и конденсата должны быть смонтированы с нанесением на них антикоррозионных покрытий к началу предпусковой очистки оборудования первого энергоблока (котла) электростанции. 4.8.5. Устройства механизации и автоматизации технологических процессов водоподготовки, очистки конденсата, а также коррекционной обработки воды и приборы автоматического химического контроля должны быть включены в работу при пуске соответствующих установок и агрегатов. 4.8.6. Эксплуатация оборудования, трубопроводов и арматуры водоподготовительных установок и установок очистки конденсата, а также строительных конструкций, поверхности которых соприкасаются с коррозионно-активной средой, допускается при условии выполнения на этих поверхностях антикоррозионного покрытия или изготовления их из коррозионно-стойких материалов. 4.8.7. Капитальный ремонт оборудования водоподготовительных установок, установок для очистки конденсатов и коррекционной обработки воды должен производиться 1 раз в 3 года, текущий ремонт - по мере необходимости, измерение уровней фильтрующих материалов - 2 раза в год. 4.8.8. На энергоблоках сверхкритического давления разрешается применение гидразинно-аммиачного, нейтрально-кислородного, кислородно-аммиачного, гидразинного водно-химических режимов при соблюдении условий, предусмотренных нормативными документами. 4.8.9. На котлах с естественной циркуляцией должно быть организовано фосфатирование котловой воды с подачей фосфатного раствора в барабан котла. При необходимости должно корректироваться значение рН котловой воды раствором едкого натра. На котлах 2 давлением 40-100 кгс/см (3,9-9,8 МПа) разрешается применение трилонной обработки котловой воды взамен фосфатирования. 2

4.8.10. На котлах давлением до 70 кгс/см (7 МПа) при необходимости более глубокого удаления кислорода из питательной воды в дополнение к термической деаэрации можно проводить обработку питательной воды сульфитом натрия или гидразином. 2 На котлах давлением 70 кгс/см (7 МПа) и выше при необходимости более глубокого удаления кислорода обработка конденсата или питательной воды производится только гидразином, кроме котлов с кислородными водно-химическими режимами и котлов с отпуском пара на предприятия пищевой, микробиологической, фармацевтической и другой промышленности в случае запрета санитарных органов на наличие гидразина в паре. Поддержание необходимых значений рН питательной воды должно осуществляться вводом аммиака.

Химический контроль

4.8.11. Химический контроль на электростанции должен обеспечивать: своевременное выявление нарушений режимов работы водоподготовительного, теплоэнергетического и теплосетевого оборудования, приводящих к коррозии, накипеобразованию и отложениям; определение качества воды, пара, конденсата, отложений, реагентов, консервирующих и промывочных растворов, топлива, шлака, золы, газов, масел и сточных вод; проверку загазованности производственных помещений, баков, колодцев, каналов и других объектов; определение количества вредных выбросов электростанции в окружающую среду. 4.8.12. Эксплуатация энергообъекта может быть разрешена только после оснащения его подразделений, выполняющих количественный химический анализ, необходимым оборудованием, прошедшим отраслевую экспертизу, комплектом требуемых нормативных документов. Подразделения, выполняющие количественный химический анализ, должны быть полностью укомплектованы квалифицированным персоналом, прошедшим соответствующее обучение и инструктаж, иметь действующее свидетельство об аттестации. 4.8.13. На всех контролируемых участках пароводяного тракта должны быть установлены отборники проб воды и пара с холодильниками для охлаждения проб до 20-40°С. Пробоотборные линии и поверхности охлаждения холодильников должны быть выполнены из нержавеющей стали. На тепловых электростанциях с энергоблоками мощностью 200 МВт и более и на ТЭЦ с агрегатами мощностью 50 МВт и более линии отбора проб должны быть выведены в специальное, имеющее вентиляцию помещение, примыкающее к экспресс-лаборатории. 4.8.14. В дополнение к внутреннему осмотру оборудования должны быть организованы вырезки образцов труб, а также отбор отложений из протоечной части турбин, подогревателей и др. Места и периодичность вырезки образцов труб должны определяться в соответствии с действующими нормативными документами. На основании внутреннего осмотра оборудования и оценки количества и химического состава отложений должен быть составлен акт о состоянии внутренней поверхности оборудования, о необходимости проведения эксплуатационной химической очистки и принятия других мер, препятствующих коррозии и образованию отложений.

Нормы качества пара и воды

4.8.15. Качество пара прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам<1>: 3 Соединения натрия, мкг/дм , не более 5 3 Кремниевая кислота, мкг/дм , не более 15 Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3 рН, не менее 7,5 При нейтрально-кислородном водно-химическом режиме допускается значение рН не менее 6,5.

4.8.16. Качество питательной воды прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам: 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более 0,2 3 Соединения натрия, мкг/дм не более 5 3 Кремниевая кислота, мкг/дм , не более 15 3 Соединения железа, мкг/дм , не более 10 Растворенный кислород при 3 кислородных режимах, мкг/дм 100-400 Удельная электрическая проводимость, мкСм/см, не более 0,3 Соединения меди в воде перед деаэратором, 3 мкг/дм , не более 5<2> Растворенный кислород в воде 3 после деаэратора, мкг/дм , не более 10 Значение рН при режиме: гидразинно-аммиачном 9,1+-0,1 гидразинном 7,7+-0,2 кислородно-аммиачном 8,0+-0,5 нейтрально-кислородном 7,0+-0,5 3 Гидразин, мкг/дм , при режиме: гидразинно-аммиачном 20-60 гидразинном 80-100 пуска и останова до 3000 Содержание нефтепродуктов 3 (до конденсатоочистки), мг/дм , не более 0,1 ________________ <1> Нормы качества пара и воды здесь и ниже по содержанию соединений натрия, железа и меди даны в пересчете, соответственно, на Na, Fe, Си, аммиака и его соединений - в пересчете на NH , 3 кремниевой кислоты - в пересчете на SiO , фосфатов - в пересчете на 13 2 РО ; удельная электрическая проводимость приведена для 4 Н-катионированной или дегазированной пробы в пересчете на 25°С, значение рН - также в пересчете на 25°С. <2> При установке в конденсатно-питательном тракте всех теплообменников с трубками из нержавеющей стали или других 3 коррозионно-стойких материалов - не более 2 мкг/дм .

4.8.17. На тех электростанциях с прямоточными котлами на 2 давление пара 140 кгс/см (13,8 МПа), где проектом не была предусмотрена очистка всего конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается содержание соединений натрия в питательной воде и паре при работе котлов не более 3 10 мкг/дм , общая жесткость питательной воды должна быть не более 3 0,5 мкг-экв/дм , а содержание в ней соединений железа - не более 3 20 мкг/дм . 2 Для прямоточных котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менее нормы качества питательной воды, пара и конденсата турбин при работе котлов должны быть установлены энергосистемами на основе имеющегося опыта эксплуатации. 4.8.18. При пуске энергоблока с прямоточным котлом технология вывода загрязнений из пароводяного тракта должна быть принята в соответствии с действующими нормативными документами в зависимости от продолжительности предшествующего простоя энергоблока, а также с учетом длительности предыдущей кампании и объема ремонтных работ на поверхностях нагрева котла. Технология вывода загрязнений из пароводяного тракта при пуске 2 прямоточных котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менее должна быть установлена энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации. 4.8.19. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после доведения нагрузки до заданной диспетчерским графиком или при подключении второго котла дубль-блока в течение первых 2 сут. допускается превышение не более чем на 50% удельной электрической проводимости пара, а также содержания в нем соединений натрия и кремниевой кислоты, а в питательной воде - удельной электрической проводимости, общей жесткости, содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, железа и меди. При этом в первые сутки содержание соединений железа и кремниевой кислоты допускается до 3 50 мкг/дм по каждому из этих составляющих. При пуске энергоблока с прямоточным котлом после капитального и среднего ремонта превышение норм не более чем на 50% допускается в течение 4 сут. При этом в первые сутки содержание соединений 3 железа и кремниевой кислоты допускается до 100 мкг/дм по каждому из этих составляющих.

4.8.20. Среднее по всем точкам отбора качество насыщенного пара котлов с естественной циркуляцией, а также качество перегретого пара после всех устройств для регулирования его температуры должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление за котлом, 2 кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3 Содержание соединений натрия, мкг/дм , не более: для ГРЭС 60 15 5 для ТЭЦ 100 25 5

Содержание кремниевой кислоты для котлов давлением 2 70 кгс/см (7 МПа) и выше на ГРЭС должно быть не более 15, на ТЭЦ - 3 не более 25 мкг/дм . Значение рН для котлов всех давлений должно быть не менее 7,5. Для котлов, подпитывающихся химически очищенной водой, значение рН пара может быть скорректировано энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации. Удельная электрическая проводимость должна быть: 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) - не более 0,5 мкСм/см для дегазированной пробы<1> или 1,5 мкСм/см - для Н-катионированной пробы; 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - не более 0,3 мкСм/см для дегазированной пробы или 1 мкСм/см для Н-катионированной пробы. ________________ <1> Удельная электрическая проводимость дегазированной пробы пара указана для тех электростанций, где установлены кондуктометры с дегазацией пробы, в том числе солемеры ЦКТИ с малогабаритным солеконцентратором, снабженным соответствующей иглой.

4.8.21. Качество питательной воды котлов с естественной циркуляцией должно удовлетворять следующим нормам:

Номинальное давление 2 за котлом, кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более, для котлов: на жидком топливе 5 1 1 на других видах топлива 10 3 1 3 Содержание соединений железа, мкг/дм , не более, для котлов: на жидком топливе 50 20 20 на других видах топлива 100 30 20 3 Содержание соединений меди в воде перед деаэратором, мкг/дм , не более, для котлов: на жидком топливе 10 5 5 на других видах топлива Не нормируется 5 5 Содержание растворенного кислорода в воде после деаэратора, 3 мкг/дм , не более 20 10 10 Содержание нефте- 3 продуктов, мг/дм , не более 0,5 0,3 0,3 Значение рН<1> 8,5-9,5 9,1+-0,1 9,1+-0,1 Номинальное давление 2 за котлом, кгс/см (МПа) 70-100 (7,0-9,8) 140 (13,8) 3 Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм , не более: для ГРЭС и отопительных ТЭЦ 80 30 для ТЭЦ с производственным отбором пара Устанавливается теплохимическими испытаниями 60 ________________ <1> При восполнении потерь пара и конденсата химически очищенной водой допускается повышение значения рН до 10,5.

2 Содержание соединений натрия для котлов 140 кгс/см (13,8 МПа) 3 должно быть не более 50 мкг/дм . Допускается с разрешения энергосистемы корректировка норм содержания натрия в питательной воде на ТЭЦ с производственным отбором пара в случае, если на ней не установлены газоплотные или другие котлы с повышенными локальными тепловыми нагрузками экранов и регулирование перегрева пара осуществляется впрыском собственного конденсата. Удельная электрическая проводимость Н-катионированной пробы 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) должна быть не более 1,5 мкСм/см. Допускается с разрешения энергосистемы соответствующая корректировка нормы удельной электрической проводимости в случаях корректировки нормы содержания натрия в питательной воде. Содержание гидразина (при обработке воды гидразином) должно 3 составлять от 20 до 60 мкг/дм ; в период пуска и останова котла 3 допускается содержание гидразина до 3000 мкг/дм (со сбросом пара в атмосферу). Содержание аммиака и его соединений должно быть не более 3 1000 мкг/дм ; в отдельных случаях с разрешения энергосистемы допускается увеличение содержания аммиака до значений, обеспечивающих поддержание необходимого значения рН пара, но не приводящих к превышению норм содержания в питательной воде соединений меди. Содержание свободного сульфита (при сульфитировании) должно 3 быть не более 2 мг/дм . Суммарное содержание нитритов и нитратов для котлов давлением 2 3 140 кгс/см (13,8 МПа) должно быть не более 20 мкг/дм ; для котлов 2 давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и менее допустимое содержание нитритов и нитратов должно быть установлено энергосистемой на основе имеющегося опыта эксплуатации, исходя из условий обеспечения безаварийной и экономичной работы оборудования, при этом для котлов 2 давлением 70 кгс/см (7,0 МПа) и менее содержание нитратов не нормируется. 4.8.22. Качество питательной воды и пара котлов с естественной 2 циркуляцией давлением менее 40 кгс/см (3,9 МПа) должно соответствовать действующим нормативным документам. Для электростанций, на которых установлены котлы с давлением пара, отличающимся от стандартизированных значений, нормы качества пара и питательной воды должны быть скорректированы энергосистемой.

4.8.23. Нормы качества котловой воды, режимы непрерывной и периодической продувок должны быть установлены на основе инструкций завода - изготовителя котла, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергосистемы или специализированными организациями. Необходимость проведения теплохимических испытаний котла определяется энергосистемой. 4.8.24. Избыток фосфатов в котловой воде должен составлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) по чистому 3 3 отсеку - 0,5-2 мг/дм , по солевому отсеку - не более 12 мг/дм ; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже по чистому 3 3 отсеку 2-6 мг/дм , по солевому отсеку - не более 30 мг/дм . Для котлов без ступенчатого испарения избыток фосфатов должен (как и остальные показатели) соответствовать норме для чистого отсека в зависимости от давления в котле. 4.8.25. Значение рН котловой воды чистого отсека должно составлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - 9,0-9,5; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже - не менее 9,3. Значение рН котловой воды солевого отсека должно составлять: 2 для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) - не более 10,5; 2 для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) - не более 11,2; 2 для котлов давлением 40 кгс/см (3,9 МПа) - не более 11,8. 2 Для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа), питаемых химически очищенной водой, с разрешения энергосистемы допускается значение рН продувочной воды не более 11,5. 2 Для котлов давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) в котловой воде должно соблюдаться соотношение Щ = (от 0,2 до 0,5) Щ в чистом фф общ отсеке и Щ = (от 0,5 до 0,7) Щ в солевом отсеке. фф общ 2 Для котлов давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже в котловой воде солевого и чистого отсеков должно выполняться условие -

Щ >= 0,5 Щ . фф общ В случае несоблюдения требуемых значений рН и соотношений щелочностей в котловую воду должен вводиться едкий натр, в том числе и в пусковых режимах. 4.8.26. Для котлов с барабанами, имеющими заклепочные соединения, относительная щелочность котловой воды не должна превышать 20%; со сварными барабанами и креплением труб вальцовкой или вальцовкой с уплотнительной подваркой - 50%. Для котлов, имеющих сварные барабаны и приваренные к ним трубы, относительная щелочность воды не нормируется. 4.8.27. Расход воды при непрерывной продувке котла должен измеряться расходомером и поддерживаться в следующих пределах: для установившегося режима при восполнении потерь обессоленной водой или дистиллятом испарителей - не более 1 и не менее 0,5% производительности котла, а при восполнении потерь химически очищенной водой - не более 3 и не менее 0,5%; при пуске котла из монтажа, ремонта или резерва допускается увеличение непрерывной продувки до 2-5%; длительность работы котла с увеличенной продувкой должна быть установлена химическим цехом (лабораторией или соответствующим подразделением); при высокой минерализации исходной воды, большом невозврате конденсата от потребителей и в других подобных случаях допускается увеличение размера продувки до 5%. Периодические продувки котлов из нижних точек должны осуществляться при каждом пуске и останове котла, а также во время работы котлов по графику, разработанному электростанцией или службами энергосистемы с учетом местных условий. 4.8.28. Качество воды, применяемой для впрыскивания при регулировании температуры перегретого пара, должно быть таким, чтобы качество перегретого пара соответствовало нормам.

4.8.29. В случае ухудшения качества пара при работе 2 прямоточных котлов давлением 255 кгс/см (25 МПа): при увеличении удельной электрической проводимости до 3 0,5 мкСм/см, содержания соединений натрия до 10 мкг/дм причина нарушения должна быть устранена не позже чем за 72 ч; при увеличении удельной электрической проводимости от 0,5 до 3 1,0 мкСм/см, содержания соединений натрия от 10 до 15 мкг/дм причина ухудшения должна быть устранена не более чем за 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при увеличении удельной электрической проводимости более 1 мкСм/см, содержании соединений 3 натрия более 15 мкг/дм или снижении рН ниже 5,5 турбина должна быть остановлена в течение не более 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. В случае ухудшения качества пара котлов с естественной циркуляцией: при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч; при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости от 2 до 4 раз причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч, а также при превышении норм содержания соединений натрия, кремниевой кислоты, удельной электрической проводимости более чем в 4 раза или снижении рН ниже 5,5 турбина на блочных электростанциях или котел на электростанциях с поперечными связями должны быть остановлены не позднее чем через 24 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. 4.8.30. В случае ухудшения качества питательной воды котлов с естественной циркуляцией: при превышении норм содержания общей жесткости, соединений кремниевой кислоты [(и (или) натрия для котлов давлением 2 140 кгс/см (13,8 МПа)] не более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 72 ч; при превышении норм содержания общей жесткости от 2 до 5 раз, содержания соединений кремниевой кислоты [и (или) натрия для котлов 2 давлением 140 кгс/см (13,8 МПа)] более чем в 2 раза причина ухудшения должна быть устранена в течение 24 ч; при неустранении указанных выше нарушений в течение соответственно 72 и 24 ч или при увеличении содержания общей жесткости более чем в 5 раз котел должен быть остановлен не позднее чем через 4 ч по решению технического руководителя электростанции с уведомлением диспетчера энергосистемы. До устранения причин нарушения качества питательной воды увеличиваются непрерывная и периодическая продувки при более частом контроле за качеством пара, а при превышении норм по содержанию общей жесткости проводится и усиленное фосфатирование котловой 2 воды. При этом для котлов 140 кгс/см (13,8 МПа) допускается 3 увеличение избытка фосфатов до 12 мг/дм . В случае снижения в котловой воде значения рН ниже 7,5 и невозможности повышения его путем дозирования едкого натра или за счет устранения причин нарушения котел должен быть остановлен немедленно.

4.8.31. Качество конденсата турбин после конденсатных насосов первой ступени электростанций с прямоточными котлами давлением 2 140-255 кгс/см (13,8-25 МПа) должно отвечать следующим нормам, не более: 3 общая жесткость -0,5 мкг-экв/дм ; при очистке 100% конденсата, выходящего из конденсатосборника турбины, допускается временное повышение указанной нормы на срок не более 4 сут. при условии соблюдения норм качества питательной воды; удельная электрическая проводимость - 0,5 мкСм/см; содержание растворенного кислорода после конденсатных 3 насосов - 20 мкг/дм . 4.8.32. Качество конденсата турбин электростанций с котлами с естественной циркуляцией должно отвечать следующим нормам, не более:

Номинальное давление 2 за котлом, кгс/см (МПа) 40 (3,9) 100 (9,8) 140 (13,8) 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более, для котлов: на жидком топливе 5 1 1 на других видах топлива 10 3 1

Содержание растворенного кислорода после конденсатных насосов 3 должно быть не более 20 мкг/дм . Для турбин, работающих в режиме ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе, допускается корректировка этой нормы с разрешения энергосистемы. 4.8.33. Качество обессоленной воды для подпитки прямоточных котлов должно удовлетворять следующим нормам, не более: 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм 0,2 3 Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 20 3 Содержание соединений натрия, мкг/дм 15

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см 0,5

Качество обессоленной воды для подпитки котлов с естественной 2 циркуляцией давлением 140 кгс/см (13,8 МПа) должно удовлетворять следующим нормам, не более: 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм 1 3 Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 100 3 Содержание соединений натрия, мкг/дм 80

Удельная электрическая проводимость, мкСм/см 2,0

В отдельных случаях нормы качества обессоленной воды могут быть скорректированы энергосистемой в зависимости от местных условий (качества исходной воды, схемы водоподготовительной установки, типа используемых ионитов, доли обессоленной воды в балансе питательной) при условии соблюдения норм качества питательной воды. Качество добавочной воды для подпитки барабанных котлов 2 давлением 100 кгс/см (9,8 МПа) и ниже, а также качество внутристанционных составляющих питательной воды прямоточных и барабанных котлов (конденсаты регенеративных, сетевых и других подогревателей, вод дренажных баков, баков нижних точек, баков запаса конденсата и других потоков) должно быть таким, чтобы обеспечивалось соблюдение норм качества питательной воды. При загрязненности внутристанционных составляющих питательной воды, вызывающей нарушение норм, они до возвращения в цикл должны быть подвергнуты очистке или сброшены. 4.8.34. При снижении щелочности исходной воды H-Na-катионированием или добавлением кислоты остаточная общая щелочность химически очищенной воды должна быть в пределах 3 0,2-0,8 мг-экв/дм . 4.8.35. При появлении в исходной воде или в тракте водоподготовительной установки бактерий, вызывающих образование нитритов, должна проводиться периодическая обработка трубопроводов исходной воды и фильтрующих материалов осветлительных фильтров раствором хлорной извести. 4.8.36. Качество дистиллята испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам: содержание соединений натрия - не более 3 3 100 мкг/дм , свободной угольной кислоты - не более 2 мг/дм . Дистиллят испарителей, применяемый для питания прямоточных котлов, должен быть дополнительно очищен до приведенных выше норм качества обессоленной воды для подпитки котлов.

4.8.37. Качество питательной воды испарителей, предназначенных для восполнения потерь пара и конденсата, должно удовлетворять следующим нормам: 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм , не более 30 Общая жесткость при солесодержании исходной воды 3 3 более 2000 мг/дм , мкг-экв/дм не более 75 3 Содержание кислорода, мкг/дм , не более 30 Содержание свободной угольной кислоты 0

В отдельных случаях на основе опыта эксплуатации по разрешению энергосистемы нормы качества питательной воды могут быть скорректированы. При питании испарителей водой с общим солесодержанием более 3 2000 мг/дм допускается фосфатирование. Нормы качества концентрата испарителей и режим продувок должны быть установлены на основе инструкций завода - изготовителя испарителя, типовых инструкций по ведению водно-химического режима или результатов теплохимических испытаний, проводимых электростанцией, службами энергосистемы или специализированными организациями. 4.8.38. Качество конденсата, возвращаемого с производства, должно удовлетворять следующим нормам, не более: 3 Общая жесткость, мкг-экв/дм 50 3 Содержание соединений железа, мкг/дм 100 3 Содержание соединений меди, мкг/дм 20 3 Содержание кремниевой кислоты, мкг/дм 120 рН 8,5-9,5 3 Перманганатная окисляемость, мг О /дм 5 2 3 Содержание нефтепродуктов, мг/дм 0,5

Возвращаемый конденсат не должен содержать потенциально кислых или щелочных соединений, вызывающих отклонение значения рН котловой воды от установленных норм более чем на 0,5 единицы при неизменном режиме коррекционной обработки фосфатами или фосфатами и едким натром<1>. Если качество возвращаемого на электростанцию конденсата не обеспечивает норм качества питательной воды, должна быть предусмотрена очистка его до достижения этих норм.

4.8.39. Карбонатный индекс И <2> сетевой воды при нагреве ее в к сетевых подогревателях должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Нормативные значения И при нагреве сетевой воды к в сетевых подогревателях в зависимости от рН воды

+-----------------------------------------------------------------+ | Температура нагрева | 3 2 | | сетевой воды, °С | И (мг-экв/дм ) при значениях рН | | | к | | +--------------------------------------| | |не выше 8,5|8,51-8,8|8,81-9,2|выше 9,2| +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |70-100 |4,0 |2,6 |2,0 |1,6 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |101-120 |3,0 |2,1 |1,6 |1,4 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |121-140 |2,5 |1,9 |1,4 |1,2 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |141-150 |2,0 |1,5 |1,2 |0,9 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |151-200 |1,0 |0,8 |0,6 |0,4 | +-----------------------------------------------------------------+

Карбонатный индекс И сетевой воды при нагреве ее в к водогрейных котлах должен быть не выше значений, приведенных в таблице 4.4.

Таблица 4.4

Нормативные значения И при нагреве сетевой воды к в водогрейных котлах в зависимости от рН воды

+-----------------------------------------------------------------+ | Температура нагрева | 3 2 | | сетевой воды, °С | И (мг-экв/дм ) при значениях рН | | | к | | +--------------------------------------| | |не выше 8,5|8,51-8,8|8,81-9,2|выше 9,2| +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |70-100 |3,2 |2,3 |1,8 |1,5 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |101-120 |2,0 |1,5 |1,2 |1,0 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |121-140 |1,5 |1,2 |1,0 |0,7 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |141-150 |1,2 |1,0 |0,8 |0,5 | +--------------------------+-----------+--------+--------+--------| |151-200 |0,8 |0,7 |0,5 |0,3 | +-----------------------------------------------------------------+ _______________ <1> При наличии в возвращаемом конденсате потенциально кислых или щелочных соединений он не должен приниматься электростанцией. <2> Карбонатный индекс И - предельное значение произведения к 3 2 общей щелочности и кальциевой жесткости воды (мг-экв/дм ) , выше которого протекает карбонатное накипеобразование с интенсивностью 2 более 0,1 г/(м х ч).

Значения И подпиточной воды открытых систем теплоснабжения к должны быть такими же, как нормативные для сетевой воды. Качество подпиточной воды для закрытых систем теплоснабжения должно быть таким, чтобы обеспечить нормативное значение И сетевой к воды. С учетом присосов водопроводной воды значение И подпиточной к воды закрытых систем теплоснабжения может быть рассчитано по формуле: И кс И = -------, кп а 1 + --- 100

где И - нормативное значение карбонатного индекса кп подпиточной воды закрытых систем теплоснабжения; И - нормативное значение карбонатного индекса сетевой воды кс по таблицам 4.3 или 4.4 в зависимости от типа водогрейного оборудования; а - доля реальных присосов водопроводной воды (%), определяемая как

(Ж - Ж ) с п а = --------- х 100% (Ж - Ж ) в с

(здесь Ж , Ж , Ж - общая жесткость, соответственно, сетевой, с п в 3 подпиточной и водопроводной воды, мг-экв/дм ). При отсутствии эксплуатационных данных по значению присосов водопроводной воды долю присосов принимать равной 105. Качество воды для подпитки закрытых тепловых сетей должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0 Значение рН для систем теплоснабжения: открытых 8,3-9,0* закрытых 8,3-9,5* 3 Содержание растворенного кислорода, мкг/дм , не более 50 3 Количество взвешенных веществ, мг/дм , не более 5 3 Содержание нефтепродуктов, мг/дм , не более 1

Качество подпиточной воды открытых систем теплоснабжения (с непосредственным водоразбором) должно удовлетворять также действующим нормам для питьевой воды. Подпиточная вода для открытых систем теплоснабжения должна быть подвергнута коагулированию для удаления из нее органических примесей, если цветность пробы воды при ее кипячении в течение 20 мин. увеличивается сверх нормы, указанной в действующих нормативных документах для питьевой воды. При силикатной обработке воды для подпитки тепловых сетей с непосредственным разбором горячей воды содержание силиката в 3 подпиточной воде должно быть не более 50 мг/дм в пересчете на SiО . 2 При силикатной обработке подпиточной воды предельная концентрация кальция должна определяться с учетом суммарной концентрации не только сульфатов (для предотвращения выпадения CaSO ), но и кремниевой кислоты (для предотвращения выпадения 4 СаSiO ) для заданной температуры нагрева сетевой воды с учетом ее 3 превышения в пристенном слое труб котла на 40°С. Непосредственная присадка гидразина и других токсичных веществ в подпиточную воду тепловых сетей и сетевую воду не допускается.

4.8.40. Качество сетевой воды должно удовлетворять следующим нормам:

Содержание свободной угольной кислоты 0 Значение рН для систем теплоснабжения: открытых 8,3-9,0* закрытых 8,3-9,5* 3 Содержание соединений железа, мг/дм , не более, для систем теплоснабжения: открытых 0,3** закрытых 0,5 3 Содержание растворенного кислорода, мкг/дм , не более 20 3 Количество взвешенных веществ, мг/дм , не более 5 3 Содержание нефтепродуктов, мг/дм , не более, для систем теплоснабжения: открытых 0,1 закрытых 1

В начале отопительного сезона и в послеремонтный период допускается превышение норм в течение 4 недель для закрытых систем теплоснабжения и 2 недель для открытых систем по содержанию 3 соединений железа - до 1,0 мг/дм , растворенного кислорода - до 30 3 и взвешенных веществ - до 15 мг/дм . При открытых системах теплоснабжения по согласованию с органами санитарно-эпидемиологической службы допускается отступление от действующих норм для питьевой воды по показателям 3 цветности до 70° и содержанию железа до 1,2 мг/дм на срок до 14 дн. в период сезонных включений эксплуатируемых систем теплоснабжения, присоединения новых, а также после их ремонта. По окончании отопительного сезона или при останове водогрейные котлы и тепловые сети должны быть законсервированы. 4.8.41. На электростанциях, работающих на органическом топливе, непроизводительные внутристанционные потери воды, пара и конденсата, обусловленные отклонениями от технологических режимов, утечками, парением, неплотностями оборудования и арматуры, при номинальной производительности работающих котлов должны быть не более % общего расхода питательной воды:

На конденсационных электростанциях 1,0 На ТЭЦ с чисто отопительной нагрузкой 1,2 На ТЭЦ с производственной или производственной и отопительной нагрузками 1,6

При фактическом расходе питательной воды, меньшем номинального, нормы внутристанционных потерь соответственно увеличиваются, но не более чем в 1,5 раза. Нормы технологических потерь воды, пара и конденсата (потерь на собственные нужды) при работе форсунок, продувках и обдувках котлов, водных отмывках, обслуживании установок для очистки конденсата, деаэрации добавочной воды тепловой сети, разгрузке мазута, отборе проб теплоносителя для химических анализов и других технологических операций должны разрабатываться электростанцией для каждой операции с учетом возможного повторного использования воды в цикле ТЭС. Общая суммарная норма внутристанционных непроизводительных и технологических потерь воды, пара и конденсата для каждой электростанции должна ежегодно утверждаться энергосистемой. ________________ *Верхний предел значения рН допускается только при глубоком умягчении воды, нижний - с разрешения энергосистемы может корректироваться в зависимости от интенсивности коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. Для закрытых систем теплоснабжения с разрешения энергосистемы верхний предел значения рН допускается не более 10,5 при одновременном 3 2 уменьшении значения карбонатного индекса до 0,1 (мг-экв/дм ) , нижний предел может корректироваться в зависимости от коррозионных явлений в оборудовании и трубопроводах систем теплоснабжения. **По согласованию с санитарными органами допускается 3 0,5 мг/дм .

4.9. Трубопроводы и арматура

4.9.1. Администрация энергообъекта специальным распоряжением назначает из числа инженерно-технических работников лиц, обеспечивающих контроль за исправным состоянием и безопасной эксплуатацией трубопроводов. 4.9.2. На каждый трубопровод должен быть заведен паспорт по форме, установленной нормативным документом.

4.9.3. После капитального и среднего ремонта, а также ремонта, связанного с вырезкой и переваркой участков трубопровода, заменой арматуры, наладкой опор и заменой тепловой изоляции, перед включением оборудования в работу должны быть проверены: отсутствие временных монтажных и ремонтных стяжек, конструкций и приспособлений, лесов; исправность неподвижных и скользящих опор и пружинных креплений, лестниц и площадок обслуживания трубопроводов и арматуры; размер затяжки пружин подвесок и опор в холодном состоянии; исправность индикаторов тепловых перемещений; возможность свободного перемещения трубопроводов при их прогреве и других эксплуатационных режимах; состояние дренажей и воздушников, предохранительных устройств; размер уклонов горизонтальных участков трубопроводов и соответствие их положениям нормативной документации; легкость хода подвижных частей арматуры; соответствие показаний крайних положений запорной арматуры (открыто-закрыто) на щитах управления ее фактическому положению; исправность тепловой изоляции; наличие полного комплекта ремонтной документации (схемы, формуляры, сварочная документация, протоколы металлографических исследований, акты приемки после ремонта и т. д.). 4.9.4. Администрацией энергообъекта на основании нормативных документов по эксплуатации трубопроводов должны быть разработаны и утверждены местные инструкции, учитывающие конкретные условия эксплуатации трубопроводов на данном энергообъекте. При эксплуатации трубопроводов и арматуры в соответствии с действующими инструкциями должны контролироваться: размеры тепловых перемещений трубопроводов и их соответствие расчетным значениям по показаниям индикаторов; отсутствие защемлений и повышенной вибрации трубопроводов; плотность предохранительных устройств, арматуры и фланцевых соединений; температурный режим работы металла при пусках и остановах; степень затяжки пружин подвесок и опор в рабочем и холодном состоянии не реже 1 раза в 2 года; герметичность сальниковых уплотнений арматуры; соответствие показаний указателей положения (УП) регулирующей арматуры на щитах управления ее фактическому положению; наличие смазки подшипников, узлов приводных механизмов, винтовых пар шпиндель - резьбовая втулка, в редукторах электроприводов арматуры. 4.9.5. При заполнении средой неостывших паропроводов должен осуществляться контроль разности температур стенок трубопровода и рабочей среды, которая должна быть выдержана в пределах расчетных значений. 4.9.6. Система дренажей должна обеспечивать полное удаление влаги при прогреве, остывании и опорожнении трубопроводов, для чего последние должны иметь уклон горизонтальных участков не менее 0,004 (по ходу движения среды), сохраняющийся до температуры, соответствующей насыщению при рабочем давлении среды. При замене деталей и элементов трубопроводов необходимо сохранить проектное положение оси трубопровода. При прокладке дренажных линий должно быть учтено направление тепловых перемещений во избежание защемления трубопроводов. При объединении дренажных линий нескольких трубопроводов на каждом из них должна быть установлена запорная арматура. 4.9.7. При компоновке трубопроводов и арматуры должна быть обеспечена возможность обслуживания и ремонта арматуры. В местах установки арматуры и индикаторов тепловых перемещений паропроводов должны быть установлены площадки обслуживания.

4.9.8. На арматуре должны быть нанесены названия и номера согласно технологическим схемам трубопроводов, а также указатели направления вращения штурвала. Регулирующие клапаны должны быть снабжены указателями степени открытия регулирующего органа, а запорная арматура - указателями "Открыто" и "Закрыто". 4.9.9. Ремонт трубопроводов, арматуры и элементов дистанционного управления арматурой, установка и снятие заглушек, отделяющих ремонтируемый участок трубопровода, должны выполняться только по наряду-допуску. 4.9.10. Арматура, ремонтировавшаяся в условиях мастерской, должна быть испытана на герметичность затвора, сальниковых, сильфонных и фланцевых уплотнений давлением, равным 1,25 рабочего. Арматура, ремонтировавшаяся без вырезки из трубопровода, должна быть испытана на плотность рабочим давлением среды при пуске оборудования. 4.9.11. Тепловая изоляция трубопроводов и арматуры должна быть в исправном состоянии. Температура на ее поверхности при температуре окружающего воздуха 25°С должна быть не более 45°С. Тепловая изоляция фланцевых соединений, арматуры и участков трубопроводов, подвергающихся периодическому контролю (сварные соединения, бобышки для измерения ползучести и т. п.), должна быть съемной. Тепловая изоляция трубопроводов, расположенных на открытом воздухе и вблизи масляных баков, маслопроводов, мазутопроводов, должна иметь металлическое или другое покрытие для предохранения ее от пропитывания влагой или горючими нефтепродуктами. Трубопроводы, расположенные вблизи кабельных линий, также должны иметь металлическое покрытие. Трубопроводы с температурой рабочей среды ниже температуры окружающего воздуха должны быть защищены от коррозии, иметь гидрои теплоизоляцию. Для тепловой изоляции должны применяться материалы, не вызывающие коррозии металла трубопроводов. 4.9.12. Изоляция трубопроводов, не имеющих защитного покрытия, должна быть окрашена. При наличии защитного покрытия на их поверхность должны быть нанесены маркировочные кольца. 4.9.13. При обнаружении свищей, трещин в питательных трубопроводах, паропроводах свежего пара и пара промперегрева, а также в их арматуре аварийный участок должен быть отключен. Если при отключении невозможно резервировать аварийный участок, то оборудование, связанное с этим участком, должно быть остановлено. 4.9.14. Арматура должна использоваться строго в соответствии с ее функциональным назначением.

4.10. Золоулавливание и золоудаление

Золоулавливающие установки

4.10.1. При работе котла на твердом топливе должна быть обеспечена бесперебойная работа золоулавливающей установки. Эксплуатация котла с неработающей золоулавливающей установкой не допускается. В случае появления сигнала о достижении верхнего предельного уровня золы в двух бункерах и более разных полей электрофильтра, прекращении орошения каплеуловителя мокрой золоулавливающей установки или прекращении удаления из него пульпы необходимо принять меры к выявлению и устранению причин неполадок. Использовать бункеры золоулавливающих установок для накопления уловленной золы не допускается. Она должна удаляться из бункеров непрерывно. 4.10.2. При растопке котла на газе или мазуте высокое напряжение на электрофильтры не должно подаваться, механизмы встряхивания должны быть включены в работу, должен быть обеспечен подогрев бункеров и изоляторных коробок. После перевода котла на сжигание твердого топлива должны быть включены в работу виброрыхлители или аэрирующие устройства бункеров, время подачи высокого напряжения на электрофильтры должно быть указано в местной инструкции.

4.10.3. В подбункерных помещениях электрофильтров температура воздуха должна поддерживаться не ниже 12°С. Температура стенок бункеров и течек золоулавливающих установок должна поддерживаться на 15°С выше температуры конденсации водяных паров, содержащихся в дымовых газах. На электростанциях с открытой компоновкой электрофильтров в районах с расчетной температурой отопления минус 15°С и ниже электрофильтры перед пуском должны предварительно прогреваться горячим воздухом до температуры выше точки росы дымовых газов растопочного топлива. Орошение мокрых золоулавливающих установок, а также подача воды в золосмывные аппараты электрофильтров и батарейных циклонов, воздуха в аппараты систем пневмозолоудаления и включение системы контроля работы электрофильтров и наличия золы в бункерах должны быть осуществлены до растопки котла. 4.10.4. При повышении температуры дымовых газов за электрофильтрами выше температуры газов перед ними необходимо снять высокое напряжение со всех полей. В случае обнаружения очагов возгорания в электрофильтре следует остановить котел и приступить к устранению аварийного состояния. 4.10.5. Режим эксплуатации золоулавливающих установок должен определяться следующими показателями: для электрофильтров - оптимальными параметрами электропитания при заданной температуре дымовых газов и оптимальным режимом встряхивания электродов; для мокрых золоулавливающих установок - оптимальным расходом орошающей воды и температурой газа после аппаратов не менее чем на 15°С выше точки росы дымовых газов (по водяным парам); для батарейных циклонов - оптимальным аэродинамическим сопротивлением аппаратов. 4.10.6. При эксплуатации мокрых золоулавливающих установок должны быть предусмотрены меры, предотвращающие брызгоунос. В случае установки электрофильтров за мокрыми золоулавливающими установками наличие следов брызгоуноса за последними не допускается. 4.10.7. Состояние золоулавливающих установок должно контролироваться в соответствии с типовыми инструкциями по их эксплуатации. 4.10.8. При останове котла на срок более 3 сут. золоулавливающие установки должны быть осмотрены и очищены от отложений. 4.10.9. Испытания золоулавливающих установок должны быть выполнены при вводе их в эксплуатацию из монтажа, после капитального ремонта или реконструкции специализированными организациями. Для проведения испытаний золоулавливающие установки должны иметь измерительные участки на газоходах и быть оборудованы штуцерами, лючками и другими приспособлениями, а также стационарными площадками с освещением для обслуживания используемых при испытаниях приборов. 4.10.10. Золоулавливающие установки не реже 1 раза в год должны подвергаться испытаниям по экспресс-методу в целях проверки их эксплуатационной эффективности и при необходимости разработки мероприятий по улучшению работы.

Системы золошлакоудаления и золоотвалы

4.10.11. При эксплуатации систем золошлакоудаления и золоотвалов должны быть обеспечены: своевременное, бесперебойное и экономичное удаление и складирование золы и шлака в золоотвалы, на склады сухой золы, а также отгрузка их потребителям; надежность оборудования, устройств и сооружений внутреннего и внешнего золошлакоудаления; рациональное использование рабочей емкости золоотвалов и складов сухой золы; предотвращение загрязнения золой и сточными водами воздушного и водного бассейнов, а также окружающей территории.

4.10.12. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления должна быть организована в режимах, обеспечивающих: оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии; минимальный износ золошлакопроводов; исключение замораживания внешних пульпопроводов и водоводов, заиления золосмывных аппаратов, каналов и пульпоприемных бункеров, образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах пневмозолоудаления. Для ликвидации пересыщения воды труднорастворимыми соединениями и осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) должны быть предусмотрены необходимые площадь и глубина отстойного бассейна. 4.10.13. При эксплуатации систем гидрозолоудаления должны быть обеспечены плотность трактов и оборудования, исправность облицовки и перекрытий каналов, золошлакопроводов, устройств для оперативного переключения оборудования. В системах пневмозолоудаления должна быть предусмотрена очистка сжатого воздуха от масла, влаги и пыли, а также предотвращено попадание влаги в золопроводы, промежуточные бункера и емкости складов золы. 4.10.14. Эксплуатация оборотных (замкнутых) гидравлических систем золошлакоудаления должна быть организована в бессточном режиме, предусматривающем: поддержание баланса воды в среднем за год; преимущественное использование осветленной воды в технических целях (обмывка поверхностей нагрева котлов, золоулавливающих установок, гидроуборка зольных помещений, уплотнение подшипников багерных насосов, орошение сухих участков золоотвалов для пылеподавления, охлаждение газов путем впрыска воды, приготовление бетонных растворов и т. д.) и направление образующихся стоков в систему гидрозолоудаления (ГЗУ). Сброс осветленной воды из золоотвалов в реки и природные водоемы допускается только по согласованию с региональными природоохранными органами. 4.10.15. Сбросы посторонних вод в оборотную систему ГЗУ допускаются при условии, что общее количество добавляемой воды не превысит фактические ее потери из системы в течение календарного года. В качестве добавочной воды должны быть использованы наиболее загрязненные промышленные стоки с направлением их в устройства, перекачивающие пульпу. 4.10.16. При нехватке осветленной воды подпитка оборотной системы ГЗУ технической водой допускается путем перевода на техническую воду изолированной группы насосов. Смешение в насосах и трубопроводах технической и осветленной воды запрещается, за исключением систем с нейтральной или кислой реакцией осветленной воды. 4.10.17. В шлаковых ваннах механизированной системы шлакоудаления должен быть уровень воды, обеспечивающий остывание шлака и исключающий подсос воздуха в топку. 4.10.18. Состояние смывных и побудительных сопл системы ГЗУ должно систематически контролироваться, и при увеличении их внутреннего диаметра более чем на 10% по сравнению с расчетным сопла должны заменяться. 4.10.19. Контрольно-измерительные приборы, устройства технологических защит, блокировок и сигнализации систем гидро- и пневмозолоудаления должны быть в исправности и периодически проверяться. 4.10.20. Выводимые в резерв или в ремонт тракты гидро- или пневмозолоудаления должны быть опорожнены и при необходимости промыты водой или продуты воздухом. 4.10.21. При отрицательной температуре наружного воздуха выводимые из работы пульпопроводы и трубопроводы осветленной воды системы ГЗУ должны быть своевременно сдренированы для предотвращения их замораживания.

4.10.22. Должен быть организован систематический (по графику) контроль за износом золошлакопроводов и своевременный поворот труб. Очистка трубопроводов от минеральных отложений должна быть произведена при повышении гидравлического сопротивления трубопроводов на 20% (при неизменном расходе воды, пульпы). 4.10.23. При повышенном абразивном износе элементов систем удаления и складирования золошлаков (пульпопроводы, золопроводы, сопла и др.) должны быть приняты меры для защиты этих элементов от износа (применение камнелитых изделий, абразивостойких металлов и т. п.). 4.10.24. При необходимости должны быть проверены уклоны пульпопроводов и надземных трубопроводов осветленной воды, произведена рихтовка труб или установка дополнительных дренажей. 4.10.25. Ремонт и замена оборудования должны быть организованы по графику, составленному на основе опыта эксплуатации систем золои шлакоудаления. Указанный график должен быть скорректирован при изменении работы систем золо- и шлакоудаления (изменение вида топлива, подключение дополнительных котлов и т. п.). 4.10.26. Заполнение золоотвалов водой и золошлаками, а также выдача золошлаков из золоотвалов должны осуществляться по проекту. Эксплуатация и контроль за состоянием дамб золоотвалов должны быть организованы в соответствии с положениями действующих правил. 4.10.27. Не менее чем за 3 года до окончания заполнения существующего золоотвала электростанцией должно быть обеспечено наличие проекта создания новой емкости. 4.10.28. На границах золоотвалов, бассейнов и каналов осветленной воды, а также на дорогах, в зоне расположения внешней системы золоудаления должны быть установлены предупреждающие и запрещающие знаки. 4.10.29. Для контроля за заполнением золоотвалов 1 раз в год должны производиться нивелировка поверхности расположенных выше уровня воды золошлаковых отложений и промеры глубин отстойного пруда по фиксированным створам. Предельно допустимый уровень заполнения золоотвалов должен быть отмечен рейками (реперами). 4.10.30. Наращивание ограждающих дамб без проектов не допускается. При наращивании дамб из золошлакового материала и мягких грунтов (суглинков, супесей) работы должны выполняться в теплое время года. 4.10.31. Устройства (лестницы, мостики, ограждения и др.), обеспечивающие уход за сооружениями и безопасность персонала, должны быть в исправном состоянии. 4.10.32. На каждой электростанции должны ежегодно составляться и выполняться планы мероприятий по обеспечению надежной работы системы удаления и складирования золы и шлака. В планы должны быть включены: графики осмотров и ремонта оборудования, пульпопроводов осветленной воды, график наращивания дамб, очистки трубопроводов от отложений, мероприятия по предотвращению пыления, рекультивации отработанных золоотвалов и др.

4.11. Станционные теплофикационные установки